Inmatning av biogas utan propantillsats på Lunds Energis naturgasnät

Transkript

1 ISRN LUTMDN/TMHP 12/5253 SE ISSN Inmatning av biogas utan propantillsats på Lunds Energis naturgasnät en förstudie till smarta gasnät Johanna Lakso Fredrik Luthman Thesis for the Degree of Master of Science Division of Efficient Energy Systems Department of Energy Sciences Faculty of Engineering, LTH Lund University P.O. Box 118 SE Lund Sweden

2 2

3 Sammanfattning Naturgasanvändningen i världen ökar samtidigt som de billiga och lättåtkomliga reservoarerna snabbt minskar. Alternativa gaser som biogas lyfts fram, inte minst med hänsyn till ett hållbarhetsperspektiv. Inhemsk biogas har potential att ersätta en del av den naturgas som används idag i Sverige, men för att biogas ska kunna matas in i befintliga naturgassystem så måste gasapplikationer kunna fungera med både biogas och naturgas. Denna rapport har undersökt hur olika typkunder skulle klara av en varierande gaskvalitet, som en följd av inmatning av biogas utan propantillsats på Lunds Energis gasnät. Som mått på utbytbarhet har parametern wobbeindex valts. De typkunder som studerats är gasturbiner, värmekunder, fordonskunder och industrikunder, vilka har valts för att representera så stor del av kunderna i Lund som möjligt. Slutsatserna från intervjuer, beräkningar och litteraturstudier visar på att det är tekniskt möjligt att mata in biogas uppgraderad till 98 % metan på det Lunds Energis gasnät, om brännare och gasapplikationer som saknar återkopplande system injusteras på referensgasen G20. För optimal förbrukning i industrin bör varje gasapplikation utredas individuellt. För att utreda vilka variationer som skulle uppstå om biogas utan propantillsats skulle matas in på nätet, utformades en matematisk modell som bygger på kundernas årliga eller timvisa förbrukning. Trots vissa begränsningar i modellen gav simulationerna intressanta resultat och en uppskattning om hur gasnätet skulle bete sig. Det visade sig att asfaltsverken är starkt avgörande för vilken gas som finns i det östra nätet på grund av deras höga förbrukning. Detta innebär att det finns ett överskott på biogas alla timmar som asfaltsverken står stilla, ca 75 % av året, medan naturgas matas in i stora mängder när asfaltsverken har höga effektuttag. Det system som skulle vara tekniskt möjligt och samtidigt mest lönsamt för Lunds Energi, är enligt denna rapport ett system som matar in biogas utan propantillsats på 10- barsledningen mellan Lund och Dalby. En rättvis debitering skulle kunna göras med en simuleringsmodell som liknar den som utvecklats av författarna, men som utökas med tryckvariationer och fler mätpunkter. 3

4 4

5 Abstract The use of natural gas is increasing globally. At the same time, the cheap and easily accessible resources are decreasing rapidly. Among other alternative gases, biogas is considered since it is a renewable resource. In order for biogas to really become a large scale alternative, it needs to be fully compatible with today s infrastructure and gas applications. This report is evaluating the technical aspects of feeding biogas without propane, hence with a lower gas quality, into a distribution gas grid in Lund, Sweden. The main gas quality parameter used is wobbeindex. The technical aspects have been analysed according to four different customer groups; gas turbines, heating, transport and industry. All groups have been identified in the gas grid of Lunds Energi, the local energy supplier. In conclusion, interviews, calculations and literature, point out that it is technically possible to feed in biogas upgraded to 98 % methane into the Swedish natural gas grid, if all gas applications lacking feedback systems have their reference point adjusted to G20. For optimal use, all industry applications should be evaluated individually. To get an overview of the situation on the gas grid when feeding pure biogas into it, a simulation model based on the customers real gas use was made. Although some obvious limitations in the model existed, interesting results and greater understanding of the system was reached. The two big asphalts plants, dominating the gas consumption in the east grid, proved to be of great importance. The result is a large overproduction of biogas all hours when the plants are not in use, about 75 % of hours each year, while natural gas needs to be fed in to the eastern grid when the asphalt production is running. The most appropriate system for Lunds Energi, both concerning technical and economical aspects, would be a system where the biogas without propane is fed into the high pressure pipe connecting Lund and Dalby. A billing system that is fair for both the supplier and the customer could be done by introducing a gas quality tracking system that resembles the model used in this report. 5

6 6

7 Innehåll 1 Inledning Bakgrund Syfte Metod Avgränsningar DEL 1 2 Introduktion till gas Gassammansättning Naturgas Biogas Gastekniska storheter Värmevärde Wobbeindex Metantal Gasfamiljer och referensgaser Gasfamiljer Referensgaser Gasers utbytbarhet Delbourgs utbytbarhetsteori Weavers utbytbarhetsteori Föroreningar Miljöaspekter Förbränning av gas Flammor Olika typer av flammor Flamhastighet Konsekvenser av varierande gaskvalitet Flamlyft Nedslag Flammans utbredning och temperatur Ofullständig förbränning Gasapplikationer

8 3.3.1 Brännare Gasmotorer Gasturbiner Gas i nät Det svenska naturgasnätet Inmatning av biogas i Sverige Legala krav gällande inmatad gas Tekniska krav och råd gällande inmatad gas Tekniska råd gällande varierande gaskvalitet i Storbritannien Import av gas i Danmark Sammanfattning av tekniska krav och råd Känslighet hos typkunder Möjliga konsekvenser av varierande gaskvalitet Generella gränser för samtliga applikationer Identifiering av typkunder Värmekund Värmekund bostad Värmekund med stor värmepanna Gasturbiner Fordon Industrikund Industrikund värme Industrikund öppen låga Industrikund råvara Sammanfattning av typkunder DEL 2 6 Simulering av gasnätet Modelluppbyggnad Kundprofiler Alternativ inmatningspunkt Indata, utdata och analys Avvikelser mellan modellen och verkligheten Diskussion kring resultat från modellen Biogasflöde i mätpunkter över året

9 6.2.2 Distribuerade biogasmängder i områden över året Överskott i östra nätet Variationer och svängningar Korrelation med asfaltsverkens aktivitet Uppskalat asfaltsverk Alternativ inmatningspunkt Utökad analys Effekter av tröghet i systemet Effekter av biogasmatning i 10-barsledningen till Lund Effekter av sektionering Exempel på utökad modell Sammanfattning av simuleringen Alternativa lösningar Lagring av biogas Flakning av biogas Luftinblandning i naturgas Ekonomisk analys System med propanspetsning Beräkning av propanandel Antaganden Resultat System utan propanspetsning Debiteringssystem för varierande gaskvalitet Debitering efter den blandade gasens lägsta energiinnehåll Debitering efter den blandade gasens medelvärde Debitering av naturgas de säkra timmarna Större kunder utrustas med kalorimetrar Debitering enligt ett simulerat gasspårningssystem Diskussion Diskussion om typkunder del Acceptabel biogaskvalitet Krav på typkunderna Diskussion om biogasinmatningssystem del Renodlat biogasnät Inmatning utan propantillsats i sydöstra Dalby Luft- och propaninblandning

10 9.2.4 Alternativ inmatningspunkt Slutsatser Behov av vidare studier Vidare studier för inmatning utan propantillsats Vidare studier för projektet i Dalby Referenslista Bilaga A: Lagstadgade och tekniska krav för wobbeindex Bilaga B: Referensgaser Bilaga C: Simuleringskod från MatLab

11 Lästips och anvisningar Det inledande kapitlet ger en bakgrund till arbetet och anger arbetets syfte, metod och avgränsningar. I avsnitt 2.1 definieras referensgaserna för denna rapport. Resten av kapitel 2 definierar de mest grundläggande begreppen, presenterar gasfamiljer och utreder utbytbarhetsteorier. Kapitel 3 ger en teoretisk bakgrund till förbränning och kan läsas kursivt då det inte behandlar något som är unikt för denna rapport. I kapitel 4 utreds de krav och förutsättningar som finns vid inmatning av gas på ett gasnät. Uppsummeringen och utredningen av de olika typkunderna görs i kapitel 5 som avslutar del 1 av rapporten. Del 2 startar med uppbyggandet av modellen och de resultat som simuleringarna gett. I kapitel 6 har också utökade analyser gjorts, av intressanta frågeställningar som uppkommit under simuleringarna. I kapitel 7 behandlas alternativa systemlösningar för biogasinmatning och kapitel 8 ger ekonomiska perspektiv på de olika systemen. Avslutningsvis diskuteras de centrala bitarna av rapporten i kapitel 9 och slutsatserna presenteras i kapitel 10 följt av vidare studier i kapitel 11. I bilagorna presenteras tabeller med siffror över krav och referensgaser samt MatLab-koden för den som är intresserad av att ta del av simuleringsprogrammet. 11

12 12

13 1 Inledning 1.1 Bakgrund De lättåtkomliga naturgastillgångarna i världen minskar och beräknas att räcka i ungefär sextio år till om dagens konsumtionstakt håller i sig (Energimyndigheten, 2009, s. 103). Samtidigt växer världens totala gasanvändning eftersom många länder försöker frångå användandet och beroendet av kol och olja. Detta har gjort att intresset för alternativa gaser, som till exempel skiffer- och biogas, växer. Skiffergasen är dyr att framställa och utvinningen har betydligt större miljöpåverkan än konventionell naturgas (Energimyndigheten, 2011, s. 101). Biogas som framställs från avfall och restprodukter har i dagsläget höga produktionskostnader, men har fördelen att vara en förnybar energikälla med stor potential att erbjuda ett hållbart alternativ till naturgas i framtiden. Regeringen gav 2010 Energimarknadsinspektionen i uppdrag att analysera behovet av författningsändringar i naturgaslagen (SFS 2005:403) för att skapa förutsättningar till en successiv övergång till biogas i naturgasnätet och att lämna förslag på utformningen av dessa. Energimarknadsinspektionen slår i sin färdiga rapport fast följande (Energimarknadsinspektionen, 2010): Det är önskvärt att så stor del av biogasen som möjligt förs in på naturgasnätet. Det finns två uppenbara fördelar med detta. För det första är det samhällsekonomiskt ineffektivt att inte utnyttja befintligt rörledningssystem för distribution av biogas när ett sådant finns inom rimligt geografiskt avstånd. För det andra innebär ökad införsel av biogas på naturgasnätet att försörjningstryggheten i nätet förbättras. Fler tillförselpunkter tryggar svensk gasmarknad om det skulle uppstå ett långvarigt distributionsstopp eller minskad överförd mängd gas från Danmark. Lunds Energi planerar att bygga en anläggning för biogasutvinning tillsammans med lokala aktörer i Dalby. Syftet är att dra nytta av den energi som redan finns lagrad i gödsel i området, och till viss del även odlade grödor. Anläggningen beräknas producera cirka 60 GWh årligen och biogasen ska matas in på Lunds Energis befintliga naturgasnät. Normalt tillsätter man propan till biogasen för att uppnå samma energiinnehåll som naturgasen har. Anledningen till att man idag matar in biogas med propantillsats är för att undvika två möjliga problem. Det första är att gasapplikationer kan få problem om de matas med gas av olika kvalitet. Det andra hindret beror på att debiteringssystemet idag är baserat på volymsmätning och att ett varierande värmevärde skulle ge en inkorrekt och orättvis debitering. Dessa två problem kommer att vara utgångspunkten för denna rapport som syftar till att söka lösningar för att mata in biogas utan propantillsats. 13

14 Det finns flera skäl till att minimera eller helt slopa tillsats av propan: Ett system för propantillsats innebär en extra investeringskostnad för propantank, blandningsanläggning, samt ökade rörliga kostnader i form av inköp av propan, som är betydligt dyrare än alternativet naturgas. Propan är en fossil gas, vilket innebär att den minskade klimatpåverkan, som ersättningen av naturgas med biogas innebär, delvis går förlorad. Kvaliteten på den naturgas som importeras till Sverige kommer inom en snar framtid att sänkas till en kvalitet som ligger närmre biogasens vilket ökar möjligheten att hitta alternativa lösningar. Anledningen till att kvaliteten kommer att förändras är att tillgången på dansk naturgas kommer att minska och tillgången kommer snart att vara mindre än det behov som finns i Danmark och Sverige. I dagsläget är det nästan enbart dansk naturgas som importeras till Sverige och detta medför att naturgasen på det svenska naturgasnätet håller en jämn kvalitet. I figur 1 nedan kan den danska Energimyndighetens senaste prognos över dansk naturgasproduktion, inhemsk användning och nettoexport ses (Danska Energistyrelsen, 2010). Figur 1. Naturgasproduktion, inhemsk användning och nettoexport av gas från danska fält. (Danska Energistyrelsen, 2010, s. 48) Vid minskande tillgångar kommer gas att i allt högre utsträckning att importeras till Danmark från kontinenten. Detta innebär att gas från Tyskland kommer att blandas in i de danska och svenska gasnäten planeras även Nordstream 2, den andra av två stora naturgasledningar från Ryssland, vara färdigbyggd och förse norra Europa med gas via Tyskland. Med stor sannolikhet kommer därmed det svenska naturgasnätet i framtiden att innehålla en stor andel rysk gas, då Europas konventionella naturgastillgångar endast beräknas räcka i ungefär femton år till enligt Energimyndighetens prognos (Energimyndigheten, 2009, s. 103). 14

15 Tysk och rysk gas har, liksom biogas, ett lägre energiinnehåll och kommer att orsaka liknande kvalitetsskillnader på gasmixen som en inblandning av biogas. Projekt med syfte att undersöka konsekvenser av skiftande gaskvalitet kommer därför att bli relevanta även i de fall där biogasanläggningar inte planeras. Av samma anledning kommer denna rapport bli relevant för Lunds Energi, även om det beslutas att biogas inte ska matas in utan propantillsats. 1.2 Syfte Syftet med projektet är att: utreda vilka variationer i gaskvalitet olika typkunder i Lund kan hantera utveckla en modell för att studera vilka variationer i gaskvalitet som kan uppstå vid inmatning av biogas utan propan på Lunds Energis östra naturgasnät utvärdera hur ett välfungerande system för inmatning av biogas skulle kunna fungera 1.3 Metod I den första delen av rapporten kommer det att utredas vilka variationer i gaskvalitet som typkunderna i Lund kan hantera. Eftersom storskalig inmatning av biogas utan propantillsats i naturgasnätet inte har dokumenterats tidigare, kommer alla jämförelser att göras med naturgassystem med varierande gaskvalitet. Fyra olika metoder kommer att användas för att få en så komplett bild som möjligt över vilka variationer som ska kunna anses vara acceptabla med avseende på säkerhet och tillförlitlighet: 1. Intervjuer av ett tiotal typkunder i Lund 2. Beräkningar baserade på lämpliga utbytbarhetsteorier 3. Litteraturstudier av rapporter som utrett frågan 4. Jämförelser med erfarenheter av varierande naturgaskvalitet i fall liknande det som utreds i denna rapport Var och en av dessa metoder har styrkor och svagheter i att ge tillförlitliga slutsatser om typkunders känslighet för varierande gaskvalitet, vilket kommer att diskuteras senare i denna rapport. I den andra delen av rapporten kommer det att byggas upp en simuleringsmodell med punktlaster baserade på timmätta och årliga förbrukningar. Kundernas förbrukning och schabloner över den månadsvisa förbrukningen har tillhandahållits av Lunds Energi. Gasflödena i systemet kommer att antas röra sig efter en linjär modell, i vilken det i varje timma finns ett visst uttag och en motsvarande inmatning. Arbetet med simuleringen kommer utföras enligt följande arbetsgång: 15

16 1. Insamling av data från tim-/årsmätning 2. Framtagande av schabloner 3. Simulering av förbrukningen enligt en linjär modell 4. Analys av den resulterande datainformationen 5. Felsökning Utöver simuleringarna kommer olika biogasinmatningssystem att utredas, med avseende på tekniska och ekonomiska aspekter. De aspekter som kommer studeras är: flakning, luftinblandning, alternativa debiteringssystem, inmatningspunkt, tryckfall, sektionering, kostnader och buffertsystem. Data för ett system med propantillsats kommer att baseras på specifika data för den planerade anläggningen i Dalby. Data för ett system utan propantillsats kommer att baseras på uppskattningar och generiska data. 1.4 Avgränsningar För att avgöra om gaser är utbytbara finns flera utbytbarhetsteorier som kan användas och parametrar som kan vara av intresse. Att relatera gasers utbytbarhet till dess wobbeindex är troligen den mest använda metoden idag (Nelsson, 2009, s. 3), vilket bekräftats av författarna till denna rapport då i stort sett all funnen litteratur i ämnet använt sig av denna metod. Av denna anledning har wobbeindex valts ut som den huvudsakliga parameter som används som måttstock för gaser utbytbarhet i denna rapport. I del 1 har valet av typkunder gjorts för att representera en så stor del av populationen av befintliga gasapplikationer som möjligt. Rapporten aspirerar dock inte på att vara en komplett utvärdering av alla gasapplikationers känslighet, då detta hade blivit ett alltför omfattande arbete. För att utvärdera om biogasinmatning är möjlig har tre referensgaser använts, baserat på två olika biogaskvaliteter och en naturgaskvalitet. Rapporten är avgränsad till att utvärdera kompabiliteten mellan dessa referensgaser och kommer inte att ha som huvudsyfte att söka exakta gränsvärden. Rapporten har antagit att produktionen av biogas är 60 GWh om året, samt att produktionen är jämt fördelad över året. Vidare kan en biogasanläggning som producerar biogas med börvärdet 98 % metan producera gas som avviker från detta värde. Rapporten har dock använt sig av en referensgas, Biogas II, med ett 96-procentigt metaninnehåll, som fått symbolisera ett worst case scenario. I den effektsimulering av biogasinblandning som gjorts i del 2 har förenklingar gjorts för att underlätta simuleringen. Den förenkling som har potential att påverka resultatet mest är utlämnandet av gasmängden i nätet och variationer av denna som uppstår som en följd av tryckförändringar. Avgränsningen att utelämna dessa parametrar har gjorts på grund av att de är komplexa och att de skulle öka omfattningen av simuleringsmodellen avsevärt. 16

17 Den första delen av rapporten avser behandla hela Lund gasnät, medan den andra delen är begränsad till Lunds östra gasnät. Detta innebär att del 1 undersöker kunder i hela nätet, medan del 2 endast simulerar det östra nätet. 17

18 18

19 DEL 1 19

20 20

21 2 Introduktion till gas 2.1 Gassammansättning Naturgas Naturgas bildades liksom kol och olja genom nedbrytning av organiskt material för miljoner år sedan. Den lätta naturgasen sipprade sedan upp genom jordlagren och samlades i fickor och håligheter i berggrunden. (Swedegas AB, 2011a) De kända konventionella naturgasfyndigheterna i världen beräknas räcka i ytterligare sextio år med dagens konsumtionstakt (Energimyndigheten, 2009, s. 103). Naturgasen består till största delen av kolvätet metan, CH 4, som är en luktfri och färglös gas. Naturgasen är den vanligaste energigasen i Sverige och det naturgasnät som finns sträcker sig över stora delar av sydvästra Sverige. (Swedegas AB, 2011a) I Fel! Ogiltig självreferens i bokmärke. nedan visas den genomsnittliga sammansättning som gasen i gasnätet haft under 2011 (Swedegas AB, 2012). Tabell 1:Genomsnittlig naturgassammansättning för importerad dansk naturgas år 2011, volymprocent.. Naturgassammansättning 89,12 % metan, CH 4 5,99 % etan, C 2 H 6 2,37 % propan, C 3 H 8 0,92 % butan, C 4 H 10 0,21 % pentan, C 5 H 12 0,06 % hexan, C 6 + 0,90 % koldioxid, CO 2 0,36 % kväve, N 2 Sammansättningen mäts i Dragör, vid anslutningspunkten mellan Danmark och Sverige, och ligger till grund för debiteringen av de svenska gaskunderna (Swedegas AB, 2012). Den sammansättning som redovisas i tabell 1 har antagit utgöra en representativ sammansättning för dansk naturgas och har därför använts som referensgas i denna rapport. Denna referensgas kommer i fortsättningen refereras till som Naturgas Ref. Med hjälp av sammansättningen och en beräkningsmall från Gasakademin kan några förbränningstekniska storheter 1 för Naturgas Ref beräknas, se tabell 2 nedan. 1 Dessa storheter beskrivs ingående i avsnitt 2.2 Gastekniska storheter. 2 Om inte annat specificerats avses i denna rapport alltid volymprocent. 3 Flera av dessa parametrar beskrivs mer i detalj i kapitel 3 Förbränning av gas. 21

22 Tabell 2. Förbränningstekniska storheter för Naturgas Ref Förbränningsteknisk storhet Undre värmevärde: 11,01 kwh/nm 3 Undre wobbeindex: 13,78 kwh/nm 3 Övre värmevärde: 12,17 kwh/nm 3 Övre wobbeindex: 15,24 kwh/nm Biogas Biogas består liksom naturgas till största delen av metan men produceras lokalt i rötnings- eller förgasningsprocesser. Biogas kan produceras av restavfall från hushåll, jordbruk, slakterier och skogsindustrin och inom dessa områden finns stor potential till att utöka biogasproduktionen i Sverige (Linné, Ekstrandh, Engelsson, & Persson, 2008). Den vanligaste metoden för att framställa biogas idag är rötning, vilket ger en metanhalt på ungefär % 2 (Arrhenius & Johansson, 2012, s. 10). För att klassificeras som fordonsgas behöver biogasen därefter uppgraderas till en metanhalt på 97 ± 1 % för att möta kraven för fordonsgas typ A, och 97 ± 2 % för att möta kraven för typ B, enligt den svenska fordonsstandarden (SGC, 2001, s. 2) En metod att uppgradera biogasen är genom vattenskrubbsteknik. Biogasen kan exempelvis uppgraderas till en metanhalt på 98 %. Då en vattenskrubber får en stabil leverans av biogas, det vill säga att rågasflödet och sammansättningen är relativt jämn, varierar metanhalten i ett sådant fall typisk mellan 97,5-98,5 % metan. Vid stora svängningar i rågasflödet kan den uppgraderade biogasen variera i metanhalt mellan 96-99,5 %, eller till och med mer än detta. De stora variationerna uppstår då förändringar i rågasflödet och rågastrycket sker snabbare än regleringen av vattenflödet mot metanhalt. (Dahl, 2012) Det finns även en del variation i metanhalten i den uppgraderade biogasen som orsakas av interna störningar i vattenskrubbern och då framförallt vid byte av tork. Detta skapar en förändring i flödesbilden genom absorptionskolonnen och beroende på hur torkbytet utförs styr- och reglertekniskt kan detta orsaka en förändring i metanhalten på över 1 %. Detta gör det svårt för en vattenskrubber att aldrig understiga 98 % metan, men om 98 % metan är ett medelvärde under en längre tid så finns det redan idag ett flertal exempel på anläggningar i Tyskland som ligger på denna nivå. (Persson, 2012) Den här rapporten utgår från två stycken möjliga sammansättningar av uppgraderad biogas. Den första sammansättningen, Biogas I, består av en biogas uppgraderad till 98 % metan med vattenskrubbteknik. Den andra, Biogas II, är en referensgas som uppskattats motsvara den sämsta sammansättningen ur ett gaskvalitetsperspektiv som kan uppstå uppgradering till 98 % metan med vattenskrubberteknik. I tabell 3Tabell 3 nedan visas sammansättningen för de båda biogasreferenserna. 2 Om inte annat specificerats avses i denna rapport alltid volymprocent. 22

23 Tabell 3: Biogassammansättning för de två referensfallen Biogas I Biogas II 98 % 96 % metan, CH 4 1 % 3 % koldioxid, CO 2 0,8 % 0,8 % kväve, N 2 0,2 % 0,2 % syre, O 2 Koldioxiden påverkar värmevärdet och wobbeindex mer negativt än kväve och syre och därför har koldioxidhalten i Biogas II satts till den högsta halt den kan anta givet att syrehalten ligger på 0,2 % och kväve 0,8 % i båda fallen, vilket är vanlig förekommande värden i uppgraderad biogas. (Arrhenius & Johansson, 2012, s. 21). I tabell 4 nedan presenteras de förbränningstekniska egenskaperna baserat på beräkningar gjorda med Gasakademins beräkningsbok. Full sammansättning och samtliga förbränningstekniska egenskaper finns i Bilaga B Referensgaser. Tabell 4. Förbränningstekniska storheter för Biogas I och Biogas II. Förbränningsteknisk storhet Biogas I Biogas II Undre värmevärde: 9,77 kwh/nm 3 9,57 kwh/nm 3 Undre wobbeindex: 12,95 kwh/nm 3 12,48 kwh/nm 3 Övre värmevärde: 10,84 kwh/nm 3 10,62 kwh/nm 3 Övre wobbeindex: 14,37 kwh/nm 3 13,85 kwh/nm Gastekniska storheter Värmevärde Energivärdet i en gas kvantifieras med hjälp av värmevärdet, H, kwh/nm 3. För en given gas kan två värmevärden beräknas, det övre och det undre. Det övre värmevärdet är den energi som frigörs vid förbränningen (Näslund, 2003, s. 41). Vid förbränningen av en given gas som innehåller vatten, förångas även vattnet. I det undre värmevärdet inkluderas inte den energi som finns i vattenångan. Energin i vattenångan kan tas tillvara på i vissa gasapplikationer, såsom i värmepannor med avgaskondensering (SGC, 2000), men inte i andra. Det övre värmevärdet H för enkla gasbränslen kan beräknas som skillnaden mellan reaktanternas och produkternas formationsentalpi,, enligt Hess lag nedan. Där: = De ingående ämnenas formationsentalpi [kwh/nm3] 23

24 Energin i vattenångan, skillnaden mellan övre och under värmevärdet, i en normalkubikmeter gas definieras som en följd av ekvationen nedan (Näslund, 2003, ss ). Där: = Ångbildningsentalpin för vatten [kwh/mol] = Densiteten för vatten [mol/nm 3 ] = Volymen vatten som finns i en normalkubikmeter gas [Nm 3 ] I denna rapport används det övre värmevärdet i del 1, medan det undre används i del 2. Detta beror på att litteratur på området ofta använder det övre värmevärdet, medan man i praktisk tillämpning sällan räknar med att energin i vattenångan kan nyttogöras, som i debiteringssammanhang. Alla egna beräkningar av fysikaliska storheter förknippade till gaskvalitet, inklusive värmevärde, är uträknade med en beräkningsmall från Gasakademin och ovannämnda ekvationer beskriver alltså endast teorin för hur värmevärde räknas ut Wobbeindex Wobbeindex, W, anger brännareffekten för olika energigaser och är en viktig parameter i frågan om gasers utbytbarhet. Gaser med olika sammansättning och egenskaper men med samma wobbeindex ger samma effekt för ett specifikt brännarmunstycke. Wobbeindex definieras enligt d r Där är den relativa densiteten och beräknas som en kvot mellan gasens och luftens densitet. Wobbeindex har samma enhet som värmevärdet, kwh/m 3. (Wågdahl, 1999, s. 7) (Nelsson, 2009, s. 42) På samma sätt som värmevärdet kan beskrivas med övre och undre värmevärde kan även wobbeindex beskrivas med övre och undre värmevärde Metantal Metantalet är en storhet som anger hur benägen en gas är att självantända och motsvarar därmed bensinens oktantal (Wågdahl, 1999, s. 7). Om en gas självantänder innan tändstiftet initierat förbränningsprocessen försämras motorns prestanda och man säger att motorn knackar. Ett högt metantal minskar gasens tendenser att knacka. Biogas har i allmänhet högre metantal än naturgas och bör därför vara mer lämpat för gasmotorer. (Nelsson, 2009, s. 14) 24

25 Metantalet, MN, för rapportens referensgaser, har beräknats enligt CARB-metoden, vilken definieras nedan. För att kunna räkna ut metantalet måste först motoroktantalet, MON, räknas ut (Chiu, 2005). Där:,,,,,, H/C = molförhållandet mellan väte och kol i bränslet. Det bör noteras att CARB-metoden producerar metantal som är högre än de faktiska metantalen. För de gaser som använts som referensgaser i denna rapport så ger CARBmetoden metantal som är ungefär 8 % högre än de faktiska metantalen. För att exakt bestämma metantalen så måste motortest köras. (Chiu, 2005, ss. 4-5) 2.3 Gasfamiljer och referensgaser Gasfamiljer Eftersom energigaser kan ha olika egenskaper och prestanda så har de delats in i olika kategorier, olika så kallade gasfamiljer. Gasfamiljerna definieras vanligen efter ett visst intervall av övre wobbeindex, enligt tabell 5Tabell 5 nedan (Nelsson, 2009, s. 8). Tabell 5. Max och minvärde för övre wobbeindex för gasfamiljerna i kwh/nm 3. Nederst i tabellen finns en beskrivning av vilken sort gas som är typisk för denna familj. Gasfamiljer 1A 2H 2L 2E 3B/P 3P 3B min max min max min max min max min max min max min max 6,2 6,9 12,7 15,2 10,9 12,4 11,4 15,2 20,3 24,3 20,3 21,3 22,7 24,3 Stadsgas Naturgas Groningengas Naturgas Butan/propan Propan Butan Den danska naturgasen som importeras till Sverige tillhör gasfamilj 2H. Tekniskt sett räknas även uppgraderad biogas till gasfamilj 2H (Nelsson, 2011, s. 1). För vissa gasapplikationer, t.ex. gaspannor, ges inga specifika och ingående krav på bränslet, utan definitionen för en viss gasfamilj anges istället som krav. Det bör dock noteras att den injustering som sedan görs på en specifik panna kommer att avgöra vilka variationer i gaskvalitet den kommer att kunna hantera (Nelsson, 2009, ss. 26,29). Detta kommer att beskrivas mer ingående i kapitel 5 Känslighet hos typkunder. 25

26 2.3.2 Referensgaser Förutom gasfamiljer kan även referensgaser användas för att specificera krav på bränslet som används i gasapplikationer. Några av de vanligaste referensgaserna specificeras i tabell 6 nedan. Tabell 6. Vanliga referensgaser (Nelsson, 2009). Referensgas Wobbeindex kwh/nm 3 G20 14,9 G21 15,2 G222 13,3 G23 12,7 G24 14,5 G25 11,5 GR 15,5 Referensgasen G20 är den referensgas som bland annat gaspannor och gasmotorer vanligtvis ställs in på vid tillverkning. (Ohlsson, 2012) (Östborn & Goldmann, 2009). 2.4 Gasers utbytbarhet Generellt sett anses två gaser vara utbytbara om de har ungefär samma wobbeindex eftersom effekten inte förändras för gasapplikationen. Det finns dock ett antal olika utbytbarhetsteorier och två av dem presenteras i det här i korthet Delbourgs utbytbarhetsteori På 1950-talet undersökte fransmannen Delbourg gasers utbytbarhet genom att testa olika gaser i en mängd olika franska gasapparater. Han tog fram den första tvådimensionella modellen genom att sätta gränser utifrån de känsligaste apparaterna. Delbourgdiagrammet anger det godkända området för utbyte med hänsyn till ett modifierat wobbeindex, W, samt förbränningspotentialen, C, och visas i figur 2 nedan. (Näslund, Energigasteknik, 2003, s. 229) 26

27 Figur 2. Schematisk bild av Delbourgs utbytbarhetsteori (Näslund, 2003) Weavers utbytbarhetsteori Weaver utvecklade, från tidigare teorier för atmosfärsbrännare framtagna av AGA, en utbytbarhetsteori baserad på sex nyckeltal. Dessa nyckeltal testar utbytbarheten med hänsyn till effekt, primärluftmängd, framlyft, nedslag, sotbildning och ofullständig förbränning 3. Om nyckeltalen möter speciella villkor anses gaserna vara utbytbara. (Näslund, Energigasteknik, 2003, s. 228) Här nedan definieras effekttalet,, nyckeltalet för primärluft,, nyckeltalet för flamlyft,, nyckeltalet för nedslag,, nyckeltalet för ofullständig förbränning,, och nyckeltalet för sotbildning,. Index a står för adjust gas, det vill s ga den gas brännaren är inställd på. d r,,, 3 Flera av dessa parametrar beskrivs mer i detalj i kapitel 3 Förbränning av gas. 27

28 Där: H = värmevärdet [MJ/m 3 ] d = den relativa densiteten [-] A = det stökiometriska luftbehovet [m 3 ] Q = andelen syre i gasen [%] S = den totala tändhastighetsfaktorn [-] R = förhållandet mellan väte och kol i kolvätena [-] N = antalet enkelbundna kolatomer [st] z = den totala andelen inerta gaser i gasblandningen [volym-%] F = tändhastighetsfaktorn för de specifikt ingående brännbara komponenterna i gasen viktade mot volymprocenten [-] (Johnson & Rue, 2003, s. 13) Om man utgår ifrån Weavers teori kan man räkna ut nyckeltalen för Biogas I och Biogas II jämfört med Naturgas Ref. I Tabell 7 nedan visas de uträknade nyckeltalen för Biogas I och II tillsammans med de villkor som nyckeltalen behöver uppfylla. Tabell 7. Rapportens referensgaser enligt Weavers utbytbarhersteori Acceptans Biogas I Biogas II effekttal,. 0,94 ej ok 0,91 ej ok primärluft,. 0,94 ej ok 0,91 ej ok flamlyft > 0,64 0,53 ej ok 0,35 ej ok nedslag < 0,08-0,36 ok -0,48 ok ofull.förb. < 0,05-0,06 ok -0,09 ok sotbildning < 0,14-0,20 ok -0,24 ok Enligt Weavers teori är de två referensgaserna inte direkt utbytbara med den danska naturgasen. Beräkningarna gjordes därför om för applikationer som är inställda på G20. Denna referensgas består till 100 % av metan och har ett wobbeindex mellan Naturgas Ref och Biogas I. I tabell 8 nedan jämförs de båda referensgaserna med G20. Tabell 8. Rapportens referensgaser jämförda mot G20 enligt Weavers utbytbarhetsteori Acceptans Naturgas R Biogas I effekttal,. 1,02 ok 0,96 ok primärluft,. 1,03 ok 0,97 ok flamlyft > 0,64 0,79 ok 0,42 ej ok nedslag < 0,08-0,26 ok -0,52 ok ofull.förb. < 0,05 0,02 ok -0,05 ok sotbildning < 0,14 0,15 ej ok -0,03 ok Jämfört med G20 uppfyller de båda referensgaserna nästan alla Weavers nyckeltal. Med avseende på två aspekter underkänns dock referensgaserna: Naturgas Ref skulle enligt teorin få problem med sotbildning och Biogas I med flamlyft. Weavers teorier är dock inte heltäckande och det är osäkert om de gäller för alla gasapplikationer (NGC, 2005, s. 12). Till exempel så skulle alltså utslaget från beräkningarna i tabell 8 innebära att en 28

29 gasapplikation som är inställd på G20 skulle få problem med sotbildning då Naturgas Ref används. Många gasapplikationer är idag inställda på G20, utan att sotbildning varit ett problem. Fortsatta studier av de tekniska begränsningarna presenteras därför i resten av denna rapport. Biogas II är inte redovisad i tabell 8, men underkändes med avseende på effekttal, primärluft och flamlyft. 2.5 Föroreningar Biogas och naturgas innehåller förutom kolväten och luft ofta mindre mängder av andra föroreningar. Enligt Energigas Sveriges normer får inte föroreningar som kan skada utrustning eller människor finnas i gasnätet. Biogas som uppfyller kriterierna för fordonsstandarden antas ha tillräckligt hög renlighet (Energigas Sverige, 2011, s. 24). I detta avsnitt beskrivs några vanligt förekommande föroreningar som tyngre kolväten, svavelföreningar, koldioxid och andra inerta gaser. Kolväten med flera kolatomer förekommer i naturgas och höjer värmevärde och wobbeindex på blandningen. Den danska gasen har en viss andel etan, propan och butan och detta är en av anledningarna till att den skiljer i gaskvalitet från biogasen, som nästan enbart består av metan. Tyngre kolväten med kolkedjor längre än fyra förekommer i väldigt små mängder i naturgas. (Nelsson, 2009, s. 5) Svavel tillsätts i låga halter i både naturgas och biogas för att ge odör, så att eventuella läckage lätt kan identifieras. Utöver tillsatsen förekommer vanligtvis låga halter av svavelväte naturligt (Nelsson, 2009, s. 6). Enligt Swedegas specifikationer får det maximalt förekomma 5 mg(s)/nm 3 svavelväte, 6 mg(s)/nm 3 svavelodör och 10 mg(s)/nm 3 övriga svavelföreningar i transmissionsnätet (Swedegas AB, 2011b). Detta överrensstämmer relativt väl med specifikationerna för fordonsgas, som säger att svavelhalter upp till maximalt 23 mg(s)/nm 3 accepteras (SGC, 2001, s. 2). Enligt Arrhenius & Johansson är det inte någon uppgraderingsteknik för biogas som ligger i närheten av att överskrida dessa gränser för svavel (Arrhenius & Johansson, 2012). Inerta gaser som kvävegas, syrgas och koldioxid förekommer alltid i små mängder. Koldioxid har större inverkan på värmevärdet än luft och begränsas i transmissionsnätet till maximalt 2,5 mol-% (Swedegas AB, 2011b). Det finns ytterligare specifikationer på daggpunkt, partiklar, mm, men i denna rapport förutsätts att den biogas som matas in uppfyller de lagliga och tekniska krav som finns för föroreningar. 2.6 Miljöaspekter Användandet av naturgas framställs ofta som ett sätt att minska miljöpåverkan, då det släpper ut en mindre mängd hälsoskadliga partiklar, 25 % mindre koldioxid än olja och ca 40 % mindre koldioxid än kol (Swedegas AB, 2011a), men i slutändan är naturgas trots allt en ändlig, fossil energikälla. Det är därför mycket intressant att ersätta 29

30 naturgasanvändningen med biogas, då man får energi från en förnybar källa samtidigt som man utnyttjar restprodukter från annan industri. De minskade utsläpp av växthusgaser som användandet av biogas innebär då den ersätter fossila alternativ är väl utredda och vetenskapligt belagda. Eftersom denna rapport inte ämnar utreda biogasanvändning i sig, utan istället möjligheten att slopa propantillsats i producerad biogas, är det miljöaspekterna av detta som blir relevant för denna rapport. I normala driftsituationer skulle slopandet av propantillsats inte innebära någon större reduktion av växthusgasutsläpp, eftersom propanandelen då skulle ersättas med naturgas. I låglastsituationer, när efterfrågan i distributionsnätet på gas närmar sig eller till och medunderstiger produktionen av biogas, kan dock slopandet av propan innebära en minskning av växthusgaser. Det är även så att ett biogas/naturgassystem aldrig kan bli helt fossilfritt så länge biogasen måste spetsas med propan, vilket omöjliggör en total övergång till ett biogassamhälle. Trots att de direkta effekterna vad gäller minskningar i växthusgasutsläpp troligen är små och dessutom svåra att kvantifiera, har ett slopande av propantillsats en stor potential att bidra till indirekta minskningar av växthusgaser. Ett slopande av propanet har potentialen att bidra till betydande kostnadsminskningar för centraliserad biogas, och är en förutsättning för att Sveriges gasnät ska kunna bli helt fossilfria. 30

31 3 Förbränning av gas 3.1 Flammor Olika typer av flammor Flammor kan delas upp i två huvudkategorier: förblandade flammor och icke förblandade flammor, de senare även kallade diffusionsflammor. En förblandad flamma innebär helt enkelt att bränslet blandas med oxideringsmedlet 4 före själva reaktionszonen 5. Detta är fallet för t.ex. en bunsenbrännare och är även vanligt i andra industriella processer. En diffusionsflamma använder den omgivande luften i förbränningen genom att luften diffunderar in i reaktionszonen. Lågan på ett stearinljus är det som vanligtvis förknippas med en diffusionsflamma. En flamma kan antingen vara laminär eller turbulent. I en laminär flamma rör sig bränslet i samma riktning medan flödet i en turbulent flamma förändras snabbt och slumpmässigt (Law, 2006, s. 474). För en laminär diffusionsflamma är flamlängden proportionell mot gasbränsleflödet, men då flödet blir för stort övergår flamman till att vara turbulent och flamlängden förblir konstant. (Näslund, 2003, ss ) Flamhastighet Den laminära flamhastigheten är den hastighet med vilket reaktionszonen rör sig mot den oförbrända gasen. Flamhastigheten beskriver därmed den hastighet med vilken förbränningen utbreder sig. För ett turbulent flöde sker förbränning snabbare och mer okontrollerat. Den laminära flamhastigheten är den parameter som är intressesant vid stabilisering av flammor. Flamhastigheten för en gasblandning vid en viss temperatur och tryck varierar beroende på lufttalet 6 och vilken brännbar gas som används. I figur 3 nedan kan flamhastigheten för ett antal gaser ses, vid olika lufttal. (Näslund, 2003, s. 83) 4 Vanligtvis luft men ibland används ren syrgas. 5 Reaktionszonen är det område där bränslet reagerar och bildar restprodukter, alltså det område där själva förbränningen sker. 6 Lufttalet är en faktor som anger hur stor andel av det teoretiska luftbehovet en gas har för att kunna förbrännas helt. Ett lufttal på 1 innebär att 100% av det teoretiska luftbehovet tillgodoses. Vid förbränning krävs oftast mer luft än den teoretiska mängden, och därför kan lufttalet vara högre än 1. Ett lufttal på 1,2 medför ett luftöverskott på 20 %. 31

32 Figur 3. Laminära flamhastigheter för olika kolväten, som en funktion av lufttalet vid normalt tryck och temperatur. (Näslund, 2003) Eftersom naturgas innehåller en viss andel längre kolväten så kommer alltså flamhastigheten vara något högre för naturgas än biogas. (Bengtsson, 2012). 3.2 Konsekvenser av varierande gaskvalitet Om kvaliteten på den gas som når användaren avviker från den normala kvaliteten den kvaliteten som gasapplikationerna är inställda för så kan det betyda ett antal oönskade effekter uppstår. Några av dessa effekter redovisas nedan Flamlyft Flamlyft är ett fenomen som innebär att lågan lyfter från flamhållaren och slocknar eftersom gasens utströmningshastighet är högre än den nya flamhastigheten för gasen (Nelsson, 2009, s. 13) Nedslag Motsatsen till flamlyft är nedslag, som innebär att utströmningshastigheten är långsammare än den nya flamhastigheten. Även i detta fall slocknar lågan, nu då den når brännarmunstycket. (Nelsson, 2009, s. 13) 32

33 3.2.3 Flammans utbredning och temperatur Flammans utbredning för en specifik gas påverkas av tre faktorer; gasflödet, luftflödet och flamhastigheten (Kristensson, Pettersson, & Johansson, 2007, s. 15). Detta innebär att lågans längd kan variera, vilket kan vara känsligt i vissa processer. Då flamhastigheten för naturgas och biogas bara skiljer sig marginellt, är det rimligt att anta att det inte kommer ske någon större variation i flammans utbredning. För processer som är känsliga för skillnader i utbredning bör dock empirisk testning utföras. (Bengtsson, 2012) Även förbränningens temperatur kan förändras om den nya gasen har ett lägre/högre wobbeindex. Förändrat wobbeindex kan också medföra överbelastad utrustning eller ökade emissioner av till exempel kväveoxider. (Nelsson, 2009, s. 13) Ofullständig förbränning Ofullständig förbränning innebär att förbränningen inte sker enligt stökiometriska förhållanden 7, utan att det saknas syre för att kunna förbränna allt bränsle. Vid syrefattig förbränning bildas ofta den giftiga gasen kolmonoxid. Det är därför vanligt att förbränning sker med ett luftöverskott, då man vill undvika kolmonoxid och oförbrända kolväten i avgaserna. 3.3 Gasapplikationer Brännare Mycket av den energigas som används idag förbränns med brännare i pannor, både värmepannor för uppvärmning och pannor för industriprocesser. Gasbrännare tillverkas antingen för laminära eller turbulenta flammor och i brännare med låga effekter är laminära flammor vanligast. Det finns en uppsjö med brännare för uppvärmning och industriella processer och i det här avsnittet presenteras kort fem typer av brännare atmosfärsbrännare, fläktbrännare, förblandningsbrännare, diffusionsbrännare och dysblandningsbrännare. (Näslund, 2003, s. 183) Atmosfärsbrännare I en atmosfärsbrännare så trycks en viss mängd primärluft med gasen på väg mot brännarhuvudet, där gasen förbränns med omgivande luft efter att de passerat ett munstycke med små hål. I figur 4 visas en schematisk bild över en atmosfärsbrännares uppbyggnad. Det totala luftöverskottet i en atmosfärsbrännare är vanligtvis %. (Näslund, 2003, ss ) 7 Ett stökiometriskt förhållande innebär att mängden syre och bränsle är precis rätt avvägt så att koldioxid och vatten bildas som enda restprodukter. 33

34 Fläktbrännare Figur 4. En atmosfärsbrännares uppbyggnad. (Näslund, 2003) I en fläktbrännare tillförs all luft med en mekanisk fläkt. I figur 5 nedan visas hur luften och gasen leds parallellt in i brännarhuvudet där de kan blandas antingen före eller efter flamhållaren 8. Det totala luftöverskottet i en fläktbrännare är lägre än i en atmosfärsbrännare, ca %, och fläktbrännare används ofta vid större effektbehov eftersom fläkten bidrar till en högre effekttäthet. (Näslund, 2003, ss ) Figur 5. Tre olika utformningar av brännarhuvud för en fläktbrännare (Näslund, 2003) Förblandningsbrännare I en förblandningsbrännare, även kallad premixbrännare, tillsätts all luft före reaktionszonen och blandningsförhållandet mellan gas och luft är väldigt viktigt för förbränningens egenskaper. För att förbränningen ska hålla en jämn temperatur krävs en bra blandning och en jämn fördelning av gasen i brännarhuvudet. Det som framförallt begränsar en förblandningsbrännare är risken för nedslag och flamlyft. I figur 6 nedan visas uppbyggnaden av en typisk förblandningsbrännare. (Näslund, 2003, ss ) 8 Flamhållaren är den plats där flamman stabiliseras. 34

35 Figur 6. Uppbyggnaden av en förblandningsbrännare (Näslund, 2003) Diffusionsbrännare Diffusionsbrännaren är den enklaste industribrännaren. Gasen sprutas under högt tryck in i en stor ugn med stillastående luft. Lufttillförseln sker genom diffusion och det är hastigheten på gasen som bestämmer hur snabbt diffusionen sker. Lågan är ofta lång men har relativt låg temperatur. (Näslund, 2003, s. 205) Dysblandningsbrännare Den vanligaste industribrännaren är dysblandningsbrännaren. I denna brännare blandas gasen med luften precis innan munstycket, även kallad dysan. Genom att förändra munstyckets utformning kan flammor av alla sorter erhållas och den sena inblandningen av gas ger stora reglermöjligheter vilket gör dysblandningsbrännaren oerhört flexibel. Risken för nedslag och flamlyft är liten. Den sena inblandningen gör att luften med fördel kan förvärmas, men kräver en snabb omblandning vilket uppnås genom stora flödesskillnader mellan luft- och gasflödet. (Näslund, 2003, s. 207) Gasmotorer Gasmotorer används idag främst i fordon och karakteriseras av att gas förbränns i en kolvmotor. Det finns ett litet antal gasmotorer som används till annat är fordonsdrift anslutna till det svenska gasnätet i Lund. Bland annat kan dessa motorer användas för drift av kompressorer, pumpar eller elgeneratorer (Ohlsson, 2012). I det här avsnittet beskrivs de tre vanligaste gasmotorerna Ottomotorer Ottomotorn är den motor som i dagligt tal omnämns som bensinmotorn, och den använder ett tändstift för att i varje cykel antända bränslet. Idag finns även personbilar med ottomotorer som är anpassade för både bensin- och gasförbränning. Det ger ingen tydlig skillnad i motorns förbränningsförlopp när metan används istället för bensin, men motorn får en lägre effekt på grund av den minskade energidensiteten. (Näslund, 2003, s. 339) En annan skillnad är att motorns benägenhet att knacka kan förändras. Denna dynamik beskrivs mer ingående i avsnitt 5.6 Fordon. 35

36 Metan-dieselmotorer Metan/dieselteknik, även kallad dual fuel-teknik, är en ny motorteknik som Volvo trucks utvecklat för mellanstora och stora lastbilar. En dual fuel-motor bygger på en dieselmotor som har kvar sitt vanliga insprutningssystem, men motorn matas med både diesel och gas, samtidigt. Dieseln används som ett t ndstift för att ant nda gasen och andelen gas som används av motorn varierar mellan % beroende på hur motorn används. Denna motortyp finns idag i två storlekar, 7 och 13 liter, där den stora versionen går på flytande gas, LNG, och den lilla på vanlig komprimerad gas, CNG. (Pilskog, 2012) Dedikerad motor En dedikerad motor är en renodlad gasmotor som endast går på gas. Traditionellt har dedikerade ottomotorer med tändstift varit den motorteknik som använts i gaslastbilar (Volvo trucks, 2011) Gasturbiner Gasturbiner komprimerar luft som används vid förbränning av en högkomprimerad energigas. Vid förbränningen expanderar gasen och frigör stora mängder energi som driver en roterande axel vilken i sin tur genererar elektricitet. Den återstående energin i de heta rökgaserna utnyttjas ofta genom värmeväxling mot ett fjärrvärmenät. Förbränningstemperaturen tillåts ligga nära maxtemperaturen för vad materialen i turbinen klarar av och gasturbiner har ett jämt varvtal med hög effekttäthet. Gasturbiner kan justeras in på ett brett spektrum av energigaser, men klarar inte av mer än små variationer utan att en omjustering behövs. (Nelsson, 2009, s. 25) 36

37 4 Gas i nät 4.1 Det svenska naturgasnätet Det svenska naturgasnätet sträcker sig från Trelleborg i söder till Stenungsund norr om Göteborg, med endast några få förgreningar, se figur 7. Den levererade naturgasen, som har sin ursprung i den danska Nordsjön, har ett relativt högt energiinnehåll med små variationer i värmevärde och wobbeindex. Totalt förbrukades 17 TWh 9 naturgas under år 2010 (Energimyndigheten, 2011, s. 75), men gasnätet är dimensionerat för att tillhandahålla upp till 35 TWh per år. (Kristensson, Pettersson, & Johansson, 2007, s. 4) Trots det är det ibland kapacitetsbrist på gasnätet under vintern när alla behöver naturgas samtidigt Inmatning av biogas i Sverige Sedan början av 2000-talet har lokalproducerad biogas matats in på naturgasnätet. Idag finns åtta anläggningar som alla spetsar den uppgraderade biogasen med propan. För att komma upp i samma Figur 7. Det svenska gasnätet sträcker sig från Trelleborg i söder till Stenungsund i norr. (Swedegas, 2012) energiinnehåll som naturgas krävs en tillsats på ca 8 volym-% propan. (Nelsson, 2012) Fler anläggningar är under planering och möjligheten att mata in biogas på naturgasnätet utan propantillsats skulle kunna underlätta för investerarna om det visar sig att det både är möjligt och billigare. Regeringen gav 2010 Energimarknadsinspektionen i uppdrag att analysera behovet av författningsändringar i naturgaslagen (SFS 2005:403) för att skapa förutsättningar till en successiv övergång till biogas i naturgasnätet och att lämna förslag på utformningen av dessa. I denna rapport föreslås att det krav på propanspetsning som för närvarande åligger biogasproducenten bör falla inom nätägarens ansvar, och att denna själv bör få välja om propanspetsning ska göras, eller om andra lösningar istället ska genomföras (Energimarknadsinspektionen, 2010): I dagsläget har biogasproducenterna krav på sig att se till att biogasen är energimässigt likställd med den energirika danska naturgasen. Detta krav innebär i praktiken att biogasen måste spetsas med propan innan den kan föras in i distributionsnätet. Krav om spetsning är inget som är unikt för biogas; skulle Sverige 9 17 TWh var rekordhögt på grund av den långa kalla vintern och sammanställningen av användningen för 2011 förväntas inte bli lika hög. 37

38 importera mindre energirik naturgas från exempelvis Norge eller Ryssland skulle också denna gas behöva propanspetsas för att nå samma energivärde som den danska naturgasen. Kravet om propanspetsning är således en följd av höga krav avseende energiinnehåll. Dessa krav är i sin tur en direkt följd av att det hittills endast varit dansk naturgas som distribuerats i det svenska gasnätet. Energimarknadsinspektionen anser således att det är rimligt att nätverksamheten åläggs ansvar för propanspetsning i samband med inmatning i distributionsnät. Nätägaren har då även möjlighet att avstå från propanspetsning av biogas och istället sänka värmevärdet på den danska naturgasen ett fördelaktigt alternativ om naturgasimport från andra länder skulle komma att bli aktuellt. Huruvida det blir en ändring av naturgaslagen är inte klart i skrivande stund. Det är också oklart vilka möjligheter till okonventionella lösningar för biogasinmatning som nuvarande lagstiftning innebär. Det ligger dessutom utanför denna rapports omfattning att utreda de legala aspekterna angående att mata in biogas utan propantillsats. Den möjlighet som inmatning av biogas utan propantillsats på naturgasnätet innebär som Energimarknadsinspektionen har uppmärksammat är dock central för denna rapport. I Lund, såväl som på andra ställen längs med naturgasnätet, finns en lokal gasmarknad som kan dra nytta av fördelarna med att mata in biogas på det befintliga naturgasnätet utan propantillsats Legala krav gällande inmatad gas Även om den danska gasen håller en jämn kvalitet är detta inte något krav från Swedegas AB som äger transmissionsnätet. Enligt deras kvalitetspecifikation får övre wobbeindex variera från 13,6-15,8 kwh/nm3 (Swedegas AB, 2011b). Detta medför att biogas med en metanhalt ner till 95 % teoretiskt sett får matas in på transmissionsnätet (Nelsson, 2012). De gränser med avseende på wobbeindex som Swedegas har i sin kravspecifikation för gas som matas in på transmissionsnätet är samma gränser som EASEE, European Association for the Streamlining of Energy Exchange, satt upp i en standard för gas som ska kunna handlas med inom Europa (Kimpton & Brown, 2010, s. 2), och dessa gränser motsvarar en variation på 8,7 % och + 6 % relativt G20. EASEE-standarden är dock främst utformad utifrån ett ekonomiskt perspektiv för att gaser inom Europa enkelt ska kunna handlas med, och någon större ingenjörsmässig baktanke finns inte med dessa gränser (Näslund, 2012). Vad det gäller gaskrav för energigaser som distribueras på distributionsnät med ett högsta drifttryck på 4 bar 10 så har Energigas Sverige utformat normer som ska uppfylla lagar, förordningar och föreskrifter i Sverige. I sin publikation Energigasnormer skriver de (Energigas Sverige, 2011, s. baksidan): Energigas Sveriges energigasnormer behandlar energigaserna naturgas, gasol i gasfas och biogas med ett högsta drifttryck av 4 bar med avgränsningar enligt detta 10 Bar refererar i denna rapport alltid till övertryck om inte annat specificeras. 38

39 kapitel. Distributionssystem som anläggs, kontrolleras, och drivs enligt normerna uppfyller lagar, förordningar och föreskrifter. Vidare skriver de under. Distributionssystem för biogas följande (Energigas Sverige, 2011, s. 24): / / i detta sammanhang räknas biogas som naturgas om biogasen uppfyller Deutche Vereinung des Gas und Wasserfaches e. V. (DVGW) Technische Regeln, Arbeitsblatt G 260, utgåva januari 2000 med specifikationer i tabell 3. För biogas tillkommer att gasen inte får innehålla föroreningar som kan inverka skadligt på ledningssystem för naturgas eller personers hälsa. Sådan biogas framställs genom att rågasen renas och torkas. Biogas som uppfyller kraven i SS Motorbränslen till snabbgående ottomotorer, anses ha godtagbar renhet. Detta tolkas som att om gaskraven för biogas som matas in på naturgasnätet uppfyller specifikationerna i G 260 och SS , så sker inmatandet i enlighet med svenska lagar, förordningar och föreskrifter. Som kan ses i figur 8 är gaskraven som specificeras i G 260, i den nedre änden av intervallet, hårdare är Swedegas krav (Wackertapp & Klaas, 2004, s. 14). Detta intervall stämmer väl överens med de nya tekniska gränser som Danmark infört som en följd av att de nu importerar gas av lägre kvalitet än den inhemska Nordsjögasen, vilket kommer att beskrivas närmare i avsnitt 4.2 Tekniska krav och råd gällande inmatad gas. 39

40 kwh/nm3 16 Legala krav, Wobbeindex Naturgas; Biogas I; Biogas II; 13,85 Swedegas specifikationer Naturgas Energigas Sveriges biogaskrav Figur 8. Wobbeindex för rapportens referensgaser för naturgas och biogas i relation till Swedegas kravspecifikation för gas på transmissionsnätet, och för Energigas Sveriges krav på biogas i distributionsnät. De legala kraven i figur 8 finns i tabellform i bilaga A. Både Biogas I och Biogas II klarar alltså såväl Swedegas som Energigas Sveriges krav, vad gäller wobbeindex på inmatad biogas. 4.2 Tekniska krav och råd gällande inmatad gas När det gäller tekniska krav för inmatad gas är det inte längre endast ett intervall i absoluta tal som anses begränsande, utan även relativa förändringar i gaskvalitet. Konceptet med injustering blir centralt för vilka variationer som bli acceptabla. En gasapplikation är alltid injusterad på en viss gaskvalitet baserat på en viss referensgas. Standard är att alla gaspannor och gasmotorer är inställda på G20 när de kommer från fabriken (Ohlsson, 2012) (Östborn & Goldmann, 2009). I de marknadsområden som har Nordsjögas är det dock inte ovanligt att gasapplikationerna omjusteras till denna gas. När tekniska gränser för relativa variationer anges, är det den gas applikationen är injusterad på (eng. adjust gas ) som anger referenspunkten (NGC, 2005, ss ). 40

41 4.2.1 Tekniska råd gällande varierande gaskvalitet i Storbritannien 2005 fick Natural Gas Council i Storbritannien i uppdrag att definiera acceptabla gränser för gaskvaliteten av naturgas, med anseende på säkerhet, tillförlitlighet och miljöprestanda i Storbritannien. De applikationer som undersökts var: hushållsapplikationer, industriella värmepannor, ugnar och andra applikationer, kolvmotorer (inklusive gasfordon), gasturbiner och applikationer som använder gasen för annat bruk än förbränning. (NGC, 2005, s. 10). De förbränningstekniska fenomen som undersöktes inkluderade: knackning, nedslag, flamlyft, förbränningsdynamik (såsom tryckfluktuationer och vibrationer), ofullständig förbränning, gula toppar samt att lågan av annan anledning slocknade. NGC:s arbetsgrupp jämförde sina resultat med Weaverindex och kom fram till att Weaverindex ofta inte återspeglade de förbränningstekniska fenomen som observerades. Arbetsgruppen kom fram till att användandet av Weaverindex ofta skulle ha lett till att alltför restriktiva gränser för variationer i gaskvalitet skulle ha dragits. Arbetsgruppen arbetade istället fram ett acceptabelt driftintervall, baserat på wobbeindex. Det wobbeindexintervall som arbetsgruppen kom fram till var ± 4 % relativt en referensnivå (NGC, 2005). Arbetsgruppen kom också fram till att wobbeindexgränserna var tvungna att kompletteras med en övre gräns i värmevärde, alternativt kvot av längre kolväten, för att kunna innefatta gränser för knackning och förbränningsdynamik. I Storbritannien används en gas med lägre värmevärde än i Sverige, varför dessa rekommendationer med avseende på wobbeindex och värmevärde kanske inte går att översätta direkt till svenska förhållanden. Dessa krav utgör dock de striktaste krav som författarna stött på under rapportens utvecklande, varför det känts angeläget att de finns med. Eftersom det i denna rapport endast valts att använda wobbeindex som parameter för att utvärdera acceptabla gaskvalitetsvariationer, utvecklas inte resonemanget kring den övre gräns i värmevärde som arbetsgruppen kommit fram till Import av gas i Danmark Situationen idag I Danmark har det sedan november 2010 blivit vanligt att importera gas från tyskland. Många gånger har importen legat på maximal kapacitet, med följden att kunder på Sydjylland fått 100 % importgas. (Nelsson, 2011, s. 20) Importgasen har ett lägre värmevärde och wobbeindex än dansk nordsjögas. Den gas som importerats från Tyskland under tiden november april 2012 har typiskt legat i intervallet 14,2-14,6 kwh/nm 3, d.v.s. i samma intervall som Biogas I. Wobbeindex för importerad gas under detta tidsintervall kan ses i figur 9 nedan (Nelsson, 2011, s. 11). 41

42 Figur 9. Wobbeindex vid inmatningspunkten i Ellund. Under tiden skedde ingen export av gas vis Ellund, utan endast import. (Nelsson, 2011) Eftersom kunder i Danmark upplevt fluktuationer i wobbeindex som korrelerar med de variationer som skulle uppstå i Lunds Energis gasnät då Biogas I (14,4 kwh/nm 3 ) matas in, blir de erfarenheter som de haft i Danmark av stort intresse för denna rapport. Dessa erfarenheter redovisas i kapitel 5 Känslighet hos typkunder. Energinet.dk är det företag som äger och förvaltar elnät och gasnät i Danmark, och Danska Sikkerhetsstyrelsen är den myndighet som bland annat ansvarar för teknisk säkerhet inom gasområdet i Danmark. Tillsammans har de, med anledning av dessa nya fluktuationer i gaskvalitet, startat en utredning för att utöka det tillåtna intervallet för wobbeindexvariationer i det danska Gasreglementet 11. Tidigare har Gasreglementet föreskrivit gränserna 14,1-15,5 kwh/nm3, men i den nya utredningen så föreslås intervallet 13,9-15,5 kwh/nm3, och de nya gränserna förväntade Energinet.dk skulle träda i kraft i slutet av 2011, med i skrivande stund har detta inte kunnat bekräftats. (Energinet.dk, 2011) Situationen i framtiden Den importerade gasen till Danmark består av en blandning av norsk gas, holländsk H- gas, och inhemsk tysk gas, men redan under 2012 planeras den andra av de två Nordstream-ledningarna tas i bruk, vilket innebär en ökande andel rysk gas och framåt förväntas wobbeindex variera mellan 13,9-15,4 kwh/nm3 för importerad gas till Danmark. Medelwobbeindex för rysk gas är idag 14,6 kwh/nm3, och en ökande andel rysk gas i den importerade gasen skulle innebära en konvergering mot detta värde. (Nelsson, 2011, s. 7) Hur stort område som skulle påverkas vid import av gas med avvikande gaskvalitet till Danmark, och till Sverige, blir beroende av importkapaciteten i Ellund, som i sin tur beror på transportkapaciteten på den danska respektive den tyska 11 Gasreglementet är en samling Danska föreskrifter rörande gaskvalitet och gasanvändning. 42

43 sidan. I figur 10 nedan visas det danska gasnätet med dess södra inmatningspunkt, Ellund. På den danska sidan byggs kapaciteten ut från dagens Nm3/h till Nm3/h till 2013, men tyska Gasunie har skjutit upp en planerad utbyggnad på den tyska sidan, vilket kommer att begränsa importkapaciteten i Ellund till Nm3/h även efter (Nelsson, 2011, s. 2) Figur 10. Gasnätet i Danmark. Den södra inmatningspunkten (blå punkt) är Ellund (Energinet.dk, 2012) Sammanfattning av tekniska krav och råd I figur 8 i avsnitt har referensgasen för Energigas Sveriges krav antagits vara Naturgas Ref, eftersom Energigas Sverige inte specificerat detta och att Naturgas Ref som referensgas innebär ett snävare tillåtet wobbeintervall, nedåt räknat. I figur 11 nedan har alla undersökta tekniska krav för vad som anses vara acceptabelt, relativt en gasapplikation som är inställd på G20, sammanställts. Då variationer i wobbeindex uppåt, relativt referensnivån G20, inte uppgår till mer än 3 %, har dessa gränser utelämnats. 43

44 kwh/nm3 16 Tekniska krav, Wobbeindex Naturgas; Biogas I; Biogas II; 13,85 Danmark, gamla Danmark, nya NGC Generella Figur 11. Tekniska krav och råd för tillåtna variationer i wobbeindex relativt en gasapplikation som är inställd på G20. De generella kraven innebär att en variation på ± 5 % är acceptabelt (Nelsson, 2009, s. 7). I Danmark har tekniska krav på hur stora variationer som tillåts i nätet arbetats fram i omgångar. I dagsläget har gränserna 14,1-15,5 kwh/nm3 föreskrivits, vilket troligtvis bygger på att gasapplikationer är inställda på Naturgas Ref. I en ny utredning så föreslås intervallet 13,9-15,5 kwh/nm3, förutsatt att gasapplikationerna injusteras på G20 (Energinet.dk, 2011). I en omfattande utredning som Natural Gas Grid (NGC) gjorde 2005 så kom de fram till att wobbeindex kan få variera ± 4 % relativt injusterad nivå. Det kan konstateras att samtliga krav och råd innebär att inmatning av Biogas I är acceptabelt, men att Biogas II inte är det. Samtliga källor pekar därmed på att någonstans mellan Biogas I och Biogas II går det en kvalitetsmässig gräns för vad som vad som är tekniskt möjligt att mata in i gasnätet. De tekniska kraven för inmatad gas finns beskrivna i tabellform i bilaga A. En injustering på G20 istället för Naturgas Ref innebär en signifikant skillnad i acceptabla wobbeindexvariationer. Som jämförelse har de avvikelser i wobbeindex som rapportens referensgaser har ifrån Naturgas Ref och G20 redovisats i tabell 9 nedan. 44

45 Tabell 9. Avvikelser i Wobbeindex för rapportens referensgaser Inställd på Naturgas Ref Inställd på G20 Avvikelse nedåt till Biogas I 0,9 0,5 kwh -5,7-3,5 % Avvikelse nedåt till Biogas II 1,4 1,1 kwh -9,1-7,1 % Avvikelse uppåt till Naturgas Ref 0 0,3 kwh 0 2,3 % De kunder som får 100 % Biogas I riskerar med andra ord att få problem om deras gasapplikationer är injusterade på Naturgas Ref, men troligen inte om de är injusterade på G20. Vidare så riskerar kunder som mottar Biogas II att få problem oavsett om deras gasapplikation är inställd på Naturgas Ref eller G20. Känslighet och åtgärdsförslag för olika kundtyper kommer att utredas noggrannare i kapitel 5 Känslighet hos typkunder. 45

46 46

47 5 Känslighet hos typkunder 5.1 Möjliga konsekvenser av varierande gaskvalitet Om gaskvaliteten varierar utanför applikationens acceptabla gränser kan följande effekter på applikationen komma i fråga (NGC, 2005, ss. 5-6): Alla gasapplikationer riskerar att få problem med flaminstabilitet. I hushållsapparater kan sotbildning, för höga halter av kolmonoxid och andra föroreningar, samt gula toppar uppstå. Det kan även förkorta livstiden på värmeväxlare och ge oväntade avbrott. I kolvmotorer kan man få problem med knackning, försämring i prestanda och förkortad livslängd på vissa delar. I förbränningsturbiner kan man få problem med ökade utsläpp, reducerad tillförlitlighet/tillgänglighet och förkortad livslängd på vissa delar. I industriella värmepannor kan man få problem med försämrad prestanda, skador på värmeöverföringsutrustning och överskridning av utsläppsgränser. 5.2 Generella gränser för samtliga applikationer I avsnitt 4.3 Tekniska krav och råd gällande inmatad gas konstaterades det att Biogas I alltid är acceptabelt, men att Biogas II aldrig är det, se figur 11 i föregående kapitel. Samtliga källor pekar därmed på att det någonstans mellan Biogas I och Biogas II går en kvalitetsmässig gräns för vad som vad som är tekniskt möjligt att mata in i Lunds Energis gasnät under rådande förhållanden. För att komma närmare ett svar på hur känsliga olika typkunder i Lund är för varierande gaskvalitet, bör de olika kraven och råden som nämnt i avsnitt 4.3 diskuteras närmare. Generellt så bör alltså alla typkunder kunna motta Biogas I. Den acceptansen som Danmarks nuvarande föreskrifter föreskriver, tycks baserat på erfarenheter vara lite för vida för gasapplikationer inställda på Naturgas Ref. Detta då den nuvarande nedre gränsen enligt Danska föreskrifter är 14,1 kwh/nm 3 och att vissa känsliga kunder fått problem redan från wobbeindex på 14,3 kwh/nm 3. Förslaget på nya föreskrifter i Danmark innebär en sänkning av den undre gränsen till 13,9 kwh/nm3, men detta förutsätter att (Energinet.dk, 2011): [ ]det sker ändringar i gastekniska regler och att G20 används som injusteringspunkt [ ]samt att [föreskrifterna][ ]förutsätter ordinära och extraordinära justeringar av gasapplikationer, för att säkerställa att alla applikationer är justerade så att de fungerar säkert, effektivt och i enlighet med rekommendationer. Om en injustering görs på G20 istället för Naturgas Ref, flyttas referenspunkten från 15,24 kwh/nm 3 till 14,9 kwh/nm 3, en ändring på 0,34 kwh/nm 3, men förslaget till 47

48 nya föreskrifter sänker endast den undre wobbeindexgränsen med 0,2 kwh/nm 3. Detta innebär en åtstramning av de tekniska kraven, relativt den nya referensnivån, med 0,14 kwh/nm 3. De nya danska föreskrifterna kan därmed antas specificera en noggrant utvald under gräns, förutsatt att gasapplikationerna är injusterade på G20. NGC:s har betydligt striktare regler, 4 % variation relativt G20 vilket motsvarar 14,31 kwh/nm 3 som nedre gräns, endast 0,07 kwh/nm 3 lägre än Biogas I. Om det är de danska föreskrifterna eller de brittiska råden som bäst motsvarar förutsättningarna i Lunds Energis gasnät är dock svårt att säga. Detaljerna i förslaget till de nya danska föreskrifterna har inte funnits tillgängliga för författarna i skrivande stund, och därför har det inte funnits vetskap om samtliga ordin ra och extraordin ra justeringarna av gasapplikationer som förslaget till den nya undre gr nsen föruts tter (Energinet.dk, 2011). Enligt resultatet från beräkningarna av Weaverindex så framkom det att Naturgas Ref skulle kunna få problem med sotbildning och Biogas I med flamlyft. NGC har dock kommit fram till att Weaverindex inte alltid korrelerar med observerade förbränningstekniska effekter (NGC, 2005, s. 12). För att komma närmare ett svar på vart den faktiska gränsen går för systemet i Lund, bör den sättas utifrån de råd och krav för det system som mest liknar systemet i Lund. För att ytterligare utreda nyanser i känslighet hos typkunder i Lund har känsligheten undersökts utifrån förutsättningarna för respektive typkund. 5.3 Identifiering av typkunder Av alla kunder anslutna till Lunds distributionsnät står de 19 största kunderna för ungefär 62 % av förbrukningen, inte inräknat den transmissionsnätsanslutna gasturbinen. Dessa kunder är framförallt industrikunder men även några större värmecentraler som drivs på naturgas. Övriga kunder är till stor del hushåll med uppvärmningsbehov, med små till medelstora villapannor. I denna rapport har typkunder från alla kategorier valts ut, men framförallt är det ett urval av storkunderna som har studerats mer ingående, och vissa av dem har intervjuats om sin naturgasanvändning. De kategorier som diskuteras här nedan är värmekunder, gasturbiner, fordonskunder och industrikunder. 5.4 Värmekund Värmekund bostad Värmekund bostad definieras som kunder med pannor med brännareffekter upp till 70 kw och inkluderar därmed inte mindre flerbostadshus. Även gasspisar är inkluderade i 48

49 denna kategori. Informationen om denna typkund är baserad endast på litteratur och inte på intervjuer av typkunden. Generellt sett så bör alla pannor med atmosfärsbrännare kunna hantera variationer i gaskvalitet mellan motsvarande Naturgas Ref och Biogas I utan problem. Förutom vissa villapannor klassas även gasspisar som atmosfärsbrännare. Gasspisar kan behöva justeras vid större gaskvalitetsomställningar, som vid omställning från stadsgas till naturgas, men vid mindre gaskvalitetsvariationer behöver ingen justering göras. På vissa atmosfärsbrännare och gasspisar finns möjlighet att öka eller minska luftinsläppet mekaniskt, men atmosfärsbrännare är robusta och justeringar görs ofta genom att byta dysa/munstycke. (Näslund, 2012) De pannor som haft dokumenterade problem är äldre villapannor. För denna kategori finns det erfarenheter från Danmark, då naturgas med ett lägre wobbeindex matats in. När nordtysk gas med ett övre wobbeindex runt 14,1 kwh/nm 3 matades in i till Sydjylland och andelen nordtysk gas närmade sig 100 % uppstod vissa problem. När övre wobbeindex låg under 14,3 kwh/nm 3 i låglastsituationer (jämför 15,2 kwh/nm3 för Nordsjögas, d.v.s. en nedgång med 6,5 % i wobbeindex) började ett antal äldre villapannor med premixbrännare brumma och tjuta, i vissa fall våldsamt, och stannade efter en stund helt. Anledningen till detta var att kombinationen av ett lågt wobbeindex och låg last gjorde att förbränningen blev instabil p.g.a. ett för stort luftöverskott. När dessa problem uppstår så sker det även en förhöjd utveckling av kolmonoxid. Efter att en omjustering gjorts enligt de nya rutiner som DGC tagit fram så försvann problemen. Värt att notera är att i Danmark har gasdistributören fått stå för kostnaden för det extra servicebesöket.(nelsson, 2011, s. 20) (Koch, 2011) Biogas I kommer att få ett wobbeindex på 14,4 kwh/nm 3, vilket innebär att det är rimligt att anta att äldre villapannor med premixbrännare injusterade på Naturgas Ref kan råka ut för samma problem som observerats i Danmark i de fall då 100 % biogas används och gaskvaliteten ligger under Biogas I. För att hantera de variationer som importen av nordtysk gas ger upphov till har Dansk Gasteknisk Center (DGC) tagit fram nya injusteringsrutiner för de typer av pannor som kan vara känsliga. Dessa injusteringsrutiner kan sammanfattas som följer (Nelsson, 2011, s. 23): Nya pannor bör behålla fabriksinjustering som är satt till referensgasen G20. Redan befintliga pannor bör omjusteras till G20 efterhand, i samband med service etc. Minimumeffekten för fläktgasbrännare bör höjas med 20 % Endast O2-halt får användas vid injustering, inte CO2-halt. Rökgasanalysatorer bör kalibreras och tas hand om noggrant. Inställningen för fläktgasbrännarens luftöverskott bör ökas något. 49

50 Rådet är att alla värmekunder med villapannor informeras och att de pannor utan O 2 - återkoppling som inte är injusterade på G20 blir det innan biogas matas ut på nätet. Även O 2 -återkopplade pannor kan med fördel injusteras på G20, även om deras känslighet är betydligt lägre (Nelson, 2011). Erfarenheterna från Danmark är dock att det inom denna kundgrupp endast är äldre villapannor med premixbrännare som fått problem. Manualer och annan vägledning för hur detta görs finns på DGC:s hemsida (Dansk Gasteknisk Center, 2011a) (Dansk Gasteknisk Center, 2011b) Värmekund med stor värmepanna Med stor värmepanna avses alla pannor med en brännareffekt som är större än 70 kw, och även denna kategori innefattar ett stort antal pannor. I Lunds naturgasnät finns uppskattningsvis 250 mellanstora pannor i storleksordningen kw (Ohlsson, 2012). Det finns även ett antal riktigt stora värmepannor i Lund med effekter över 0,5 MW, där vissa är stora nog att ha timmätning. Avgörande för känsligheten hos kommersiella villapannor är om brännaren är utrustad med O 2 -återkoppling eller inte. Det har konstaterats att moderna pannor med CO- eller O 2 -återkoppling kan hantera stora variationer i gaskvalitet utan att pannorna fått problem. Ett test av fyra olika typer av värmepannor med CO- och O 2 -återkoppling utfördes av E.ON Ruhrgas för ett spann av övre wobbeindex på 11,5-16,1 kwh/nm 3, med resultatet att kvalitetsvariationerna endast hade marginell inverkan på pannornas prestanda. (Nelsson, 2011, s. 24) På Gunnesboverket så finns en stor hetvattenpanna på 63 MW panneffekt, tillverkad av Maskinverken. Pannan byggdes om för att gå på naturgas istället för tjockolja, vilket den är byggd för. Denna panna är utrustad med tre stycken Turbo flame-brännare. Lennart Greiff och Krister Östman på Gunnesboverket berättade vid besök att Turbo flame-brännarens utförande enkelt kan beskrivas som ett rör som endast leder gas fram till brännarmunstycket. Luften pressas sedan ner till brännaren i eldstaden, och luftinflödet regleras hela tiden med O 2 -återkoppling. Eftersom brännarna är utrustade med O 2 -återkoppling så kan det i enlighet med de tester som E.ON Ruhrgas gjort antas att variationer inom de aktuella intervallen kan hanteras väl. Biomedicinskt centrum (BMC) i Lund har värmepannor med fläktbrännare som inte har O 2 -återkoppling. Denna sortens panna bör i likhet med icke-o 2 -styrda villapannor injusteras på G20 innan biogas matas in i nätet. Värt att notera är att verksamheten på BMC är mycket känslig för avbrott i värmeförsörjningen, då laborationssalar och dylikt har strikta krav på temperaturvariationer (Ohlsson, 2012). Flextrus använder gas både till uppvärmning av deras lokaler och till förbränning av avgaser från deras process. För uppvärmning så har Flextrus två stycken hetvattenpannor med en panneffekt på 4 respektive 5 MW, samt tre mindre varmluftspannor på 200 kw styck. Dessa pannor är utrustade med fläktbrännare av 50

51 märket Weishaupt, modell RGL 60 och RGL 70, 6 respektive 7 MW. Dessa brännare kan levereras med O 2 -återkoppling, men om så är fallet med dessa är oklart. Rådet angående denna kundgrupp är detsamma som för små värmekunder: Alla kunder med pannor bör informeras, och alla pannor utan O 2 -återkoppling som inte redan är injusterade på G20 bör injusteras på G20, innan biogas matas ut på nätet. Kunder med värmepannor med O 2 -återkoppling kan även de injusteras, men dessa har enligt tester inte uppvisat någon känslighet i det aktuella wobbeindexintervallet. (Nelsson, 2011, s. 24) 5.5 Gasturbiner I Lund finns det en gasturbin som står under Lunds Energis förvaltning. Den används till uppvärmning av fjärrvärmenätet under de kalla månaderna och då sker även en samtidig produktion av el. Gasturbinen i Gunnesbo matas med gas direkt från transmissionsnätet eftersom turbinen kräver gas med ett högre tryck än 4 bar. Detta medför att turbinen inte kommer att påverkas av biogasinblandningen i Dalby och någon specialstudie på turbinen har därför inte gjorts i denna rapport. Generellt kan nämnas att gasturbiner är väldigt temperaturkänsliga, men detta kompletteras med en noggrann temperaturreglering. Gasturbiner ska klara av att hantera små variationer i wobbeindex automatiskt men behöver justeras om ifall de ska kunna klara av 100 % biogas (Kristensson, Pettersson, & Johansson, 2007, s. 13). Förutsatt att gasturbinen i fråga klarar den allmängiltiga wobbeindexvariationen på ±5 % (Nelsson, 2009, s. 7) så skulle en injustering på G20 innebära att gasturbinen kan ta emot 100 % Biogas I och 100 % Naturgas Ref. Något som har betydelse är också hur snabbt omslaget i gaskvalitet sker. Gäller det omslag på minuter ska moderna gasturbinernas reglerutrustning inte ha några problem att hänga med i omställningen (Nelsson, 2011, s. 22). Även gasturbinen i Gunnesbo kan komma att bli påverkad av varierande gaskvalitet om det i framtiden kommer in mer tysk gas i det svenska transmissionsnätet. 5.6 Fordon När det gäller fordonsgas så finns det en standard för biogas som fordonsbränsle som beskrivits i avsnitt Biogas. Denna standard gäller dock endast för ren biogas, inte för blandningar av naturgas/biogas eller biogas/propan. För naturgas som används som fordonsbränsle så finns ingen standard i Sverige (Svensson M., 2011, s. 5). Kraven för de två typerna av biogas som nämns i standarden, typ A och typ B, är anpassade för fordon utan, respektive med lambdareglering Lambdareglering innebär att luft/bränslekvoten in i motorn regleras genom återkoppling från mätningar gjorda i avgaserna. 51

52 Inblandning av Biogas I i Naturgas Ref skulle innebära att metantalet i blandningen höjs. I ottomotorer innebär ett högre metantal att risken för knackning minskar (Nelsson, 2009, s. 14) I dedikerade gasmotorer, d.v.s. motorer som endast går på gas, går däremot motorn bättre på låga metantal (Pilskog, 2012). På Veolia transport i Kristianstad har de dock erfarenhet av att tanka 100 % biogas och 100 % naturgas i samma bussar, bussar som är utrustade med dedikerade gasmotorer. Dessa bussar har fungerat problemfritt i båda fallen, och Lennart Liljegren, verkstadsansvarig vid Veolia transport i Kristianstad, menar att det är tack vare motorernas återkopplande styrsystem och anti-knacksystem.(liljegren, 2012) Lastbilar utrustade med metan/dieselmotorer avråds idag från att tanka dansk naturgas på grund av att denna har ett för lågt metantal för att motorn ska fungera bra. Om däremot biogas skulle blandas in i den danska naturgasen så skulle metantalet kunna komma upp på acceptabla nivåer. En minsta inblandningskvot på ca 25 % biogas är en uppskattning på hur mycket som då skulle behövas. (Pilskog, 2012) Om CARB-metoden för beräkning av metantal tillämpas så har Naturgas Refett metantal på 78, Biogas I ett metantal på 109 och Biogas II ett metantal 111. Vad gäller metantal så gynnas alltså alla fordon utom fordon med dedikerade gasmotorer av en inblandning av biogas, eftersom metantalet då höjs. Det finns även en annan kategori av fordon som kan vara mycket känsliga för variationer i gaskvalitet, och det är tändstiftsförsedda gasmotorer som använder sig av så kallat magermotorkoncept utan lambdareglering. (Svensson M., 2011, ss ) agermotorkoncept, ven kallat magerdrift eller lean burn, inneb r att motorn har ett högt luftöverskott. Sådana motorer arbetar på gränsen till magerförbränning för att minimera NOx-utsläppen, och ett ökat luftöverskott skulle kunna ge driftproblem (Wågdahl, 1999, s. 24). Eftersom luftbehovet är en funktion av wobbeindex så blir de mer känsliga för variationer i gaskvalitet (Näslund, 2003, s. 343) och dessa motorer rekommenderas därför att hålla sig inom wobbeindex motsvarande ±2 % (Wågdahl, 1999, s. 24), vilket uppfylls av biogas typ A, men inte av blandningar av naturgas och biogas. Vissa tillverkare av lean-burnmotorer specificerar vilket intervall för wobbeindex som accepteras (Wågdahl, 1999, s. 24). Hur vanliga lean burn-motorer är i idag är inte helt klarlagt, men lean-burn motorer var tidigare vanliga i tunga fordon (Norén & Thunell, SGC, 2001). Enligt Lennart Linjegren så var inga av deras bussar utrustade med lean burn-motorer, och de servade bussar av märkena: Solaris, MAN och Volvo. I Danmark har gasmotorer som används till annat än fordonsdrift fått driftsproblem då tysk gas importerats. I några fall krävdes större insatser för att få motorerna att hantera den varierande gaskvaliteten, och i ett fåtal fall kunde problemen inte få någon långsiktig lösning, utan gasmotorerna behöver omjusteras manuellt vid problem. Problemmotorerna var begränsade till ett specifikt fabrikat, och i dagsläget finns inga motorer av detta fabrikat i Sverige, varför detta inte borde utgöra ett problem. Om det finns kunder som använder gasmotorer till nöddrift bör dock dessa kunder kontaktas 52

53 och uppstartstester bör köras under en period med lägre wobbeindex. (Nelsson, 2011, ss. 20, 23) 5.7 Industrikund Industrikund värme Av de kunder som undersökts i denna rapport, är det totalt tre som ingår i denna kategori eftersom de använder värme i sin process: Skanskas asfaltsverk i Dalby, NCC:s asfaltsverk i Södra Sandby och Flextrus i Lund. De båda asfaltsverken använder gasen för att värma upp stenen som ska blandas ner i bitumen för att bilda asfalt. Hos Skanska värms stenen upp till 150 grader med hjälp av en fläktgasbrännare. Brännaren kan regleras både för hand och automatiskt, och körs enligt Mats Dahlgren på Skanska sällan på full effekt. (Dahlgren & Löfgren, 2012) Även NCC:s asfaltsverk i Södra Sandby körs sällan på full effekt. I de fall då asfaltsverken faktiskt behöver köras på full effekt kommer en inblandning av biogas att leda till en minskad energitäthet i gasen, vilket kommer att märkas av och leda till en lägre maxeffekt än tidigare (Nelsson, 2011, s. 21). Eftersom Skanska ligger i nära anslutning till den punkt där biogasen kommer att matas in på nätet kommer det troligen bli nödvändigt att justera in brännarna på ett lägre wobbeindex för att optimera förbränningen. Hos Flextrus används gas i två stora förbränningsanläggningar för att rena produktionens rökgaser från plaster, lösningsämnen och ozon. Förbränningen sker oftast i den större av de två anläggningarna, där två brännare tillverkade av Nu-way används. Förbränningen sker i en kammare vid en temperatur på 800 grader. Injusteringar av dessa brännare är troligen möjliga, men vilka injusteringar som eventuellt är nödvändiga har inte kunnat avgöras och bör undersökas närmare. Parametrar som inblandningskvot av biogas och frekvens av biogasinblandning i den använda gasen kommer att vara viktiga faktorer. Generellt sett bör förbränningsprocesser klara av gas av varierande kvalitet, med en liten skillnad på maximal effekt. Den enda nackdelen skulle vara att företag som utnyttjar värmen får en sämre bränsleekonomi om debiteringen fortsätter att ske i förhållande till volym använd gas. (Nelsson, 2011, s. 24) I samband med erfarenheterna ifrån Danmark har väldigt få problem inom industrin rapporterats. De undantag som förekommit har gällt IR brännare och katalytiska brännare (Nelsson, 2011, s. 21) Något som är intressant att titta närmare på är industrier som har låg-noxförbränningsprocesser, vilka har mindre marginaler vad gäller variationer i gaskvalitet än vanliga processer. Variationer i gaskvalitet kan i dessa fall antingen leda till högre NOx-utläpp eller till högre CO-utsläpp, och bör därför utvärderas extra noggrant. (Näslund, 2012) 53

54 För denna kundkategori kan inga konkreta råd ges, utan varje industri bör utvärderas individuellt utifrån sina förutsättningar, dels för att det skiljer sig så mycket åt och dels för att de inte är så många till antal (Näslund, 2012). Industrier har ett dessutom högre krav på lönsamhet än andra kundkategorier, varför optimal injustering för specifika brännare kan kräva en extra noggrann utvärdering Industrikund öppen låga I Lund är det två kunder som har kategoriserats som industrikund öppen låga eftersom de använder naturgas utan att inneslutna flammorna i en någon ugn. De två kunderna är Myndigheten för samhällsskydd och beredskap, MSB, i Revinge och Tetra Pak i Lund. MSB i Revinge utbildar brandmän och brandingenjörer, och som en del av deras praktiska utbildning finns olika övningsfält som simulerar bränder. En av dessa använder naturgas som bränsle för att simulera ytbränder. Naturgasen släpps på med maximalt tryck in i ett rörsystem på botten av en grund pool och stiger sedan ur små hål i rören genom vattenridån. Flammorna blir ungefär två meter höga och det finns redan idag funderingar på om rördimensionerna skulle kunna ökas för att höja effekten ytterligare. (Jarlsborg, 2012) Det finns därmed en risk att biogas skulle ge lågor under den acceptabla höjden på grund av det lägre energiinnehållet. Tetra Pak är troligtvis en av de känsligaste användarna i gasnätet då de använder naturgas för att ytbehandla papper och plast före tryckning och laminering med en så kallad treatingbrännare. Enligt Lars Svensson på Odena, som har levererat treatingbrännarna, är brännarna noggrant reglerade med bredbandssond. Detta innebär att den mäter om förbränningen sker överstökiometriskt eller om den sker understökiometriskt och reglerar luft/bränsle-kvot därefter. Trots detta klarar brännaren bara av att kompensera för variationer i ett visst spann, och för stora avvikelser i gaskvalitet skulle brännaren behöva justeras om efter nya beräkningar på gassammansättningen. (Svensson L., 2012) Om treatingbrännaren skulle kunna injusteras för att fungera för 100 % biogas och för kombinationer av naturgas och biogas bör undersökas av Odena innan biogas matas in i nätet. Generellt så är industrier med öppen låga extra känsliga för varierande gaskvalitet och bör i enlighet med övriga industrier utvärderas individuellt och extra noggrant. 54

55 5.7.3 Industrikund råvara I Lund har ingen kund av denna kategori identifierats eftersom det inte finns någon kemisk industri som använder naturgasen som råvara till sina produkter. Tidigare studier på området som har behandlat råvarukunder har pekat ut kemiska processer som känsliga för höga svavel- och kvävgashalter (Nelsson, 2011, s. 24). Enligt en ny studie publicerad tillsammans med SGC, är svavelhalten i uppgraderad biogas mycket låg, runt 2 ppmv 13, och kvävehalten kan maximalt variera mellan 0,8-2,3 % för samtliga uppgraderingstekniker (Arrhenius & Johansson, 2012, s. 21). Det bör därför i de flesta fall inte vara några problem med höga svavelhalter vid biogasinmatning, däremot kan höga kvävgashalter ställa till problem i vissa känsliga processer. (Nelsson, 2011, s. 24) 5.8 Sammanfattning av typkunder Sammanfattningsvis finns det inga större tekniska problem med att blanda in Biogas I utan propantillsats på gasnätet i Lund. Vissa kunder behöver göra en initial justering för att klara av variationerna, men driften bör sedan fungera som förut. De applikationer som måste injusteras vid inmatning av biogas är värmepannor utan O 2 - återkoppling, men samtliga värmepannor rekommenderas att injusteras på G20. Undantaget är atmosfärspannor som generellt sett är okänsliga och som heller oftast inte kan injusteras. Samtliga industrikunder i systemet bör undersökas närmare och utvärderas individuellt. För fordon med ottomotorer och metan/dieselmotorer kommer en ökad andel biogas inte att påverka förbränningen negativt. Fordon med leanburnmotorer bör inte tanka på gasmackar med varierande gaskvalitet. Gasturbinen på Gunnesbo är inkopplad på transmissionsnätet och berörs inte av biogasen som produceras i Dalbyanläggningen. Utöver de förbränningstekniska begränsningar och svårigheter som kan uppstå vid en inmatning av biogas så kan berörda kunder få en sämre bränsleekonomi om debitering fortsätter att ske utifrån volym. Debiteringsmodeller för att hantera detta diskuteras i avsnitt 8.3 Debiteringssystem för varierande gaskvalitet. I tabell 10 nedan redogörs för känslighet och rekommendationer för de typkunder som den här rapporten utrett. För mer utförliga svar hänvisas läsaren till respektive avsnitt i kapitel 5 Känslighet hos kunder. 13 Enheten ppmv är en förkortning för parts per million med avseende på volym. 55

56 Tabell 10. Sammanfattning av typkundernas känslighet och våra rekommendationer. Typkund Gasapplikation Känslighet Rekommendation Liten värmekund Atmosfärsbrännare Generellt okänslig Fläktgasbrännare Känslig för ökat luftöverskott Förblandningsbrännare Känslig för ökat luftöverskott Stor värmekund Fläktgasbrännare Känslig om inte O 2 -återkopplad Industrikund värme Förblandningsbrännare Känslig om inte O 2 -återkopplad Fläktgasbrännare Känslig om inte O 2 -återkopplad Förblandningsbrännare Känslig om inte O 2 -återkopplad Låg-NOx-förbränning Känslig för ökat luftöverskott Industrikund låga Diffusionsbrännare Generellt okänslig Förblandningsbrännare Känslig för variationer i gaskvalitet Industrikund råvara Varierande Känslig för höga svavel- /kvävehalter Fordon Metan/bensinmotor Känslig för låga metantal Metan/dieselmotor Dedikerad gasmotor Känslig för låga metantal Känslig för höga metantal Om känslig byt munstycke eller ändra storlek på luftinsläppet Injusteras på G20 enligt vägledning från DGC Injusteras på G20 enligt vägledning från DGC Om känslig justera till G20 enligt vägledning från DGC Om känslig justera till G20 enligt vägledning från DGC Utvärdera individuellt Utvärdera individuellt Utvärdera individuellt Utvärdera individuellt Utvärdera individuellt För biogas av fordonsstandard är svavelhalten inget problem. Halten kväve bör hållas nere. Biogasinblandning minskar risken för knackning Bör inte tanka dansk naturgas Kan köras på alla gaser, men med sämre effekt för biogas 56

57 Typkund Gasapplikation Känslighet Rekommendation Lean burn-motor/ icke-lambdareglerad Gasturbin Gunnesbo berörs inte av biogasen Känslig för varierad gaskvalitet Känslig för höga temperaturer Maximal variation för wobbeindex på ±2 %, bör inte tanka bio-/naturgas blandningar, kontakta leverantör Behöver injusteras på ett wobbeindex så att variationerna inte överstiger ±5 % 57

58 58

59 Del 2 59

60 60

61 6 Simulering av gasnätet Detta avsnitt kommer att beskriva en modell för hur situationen på östra gasnätet kommer att se ut, då biogasreaktorn i Dalby matar ut gas på nätet utan propantillsats. Målet med simuleringen är att ge en bra uppskattning för var och när variationer i gaskvalitet uppstår, genom att simulera hur biogasen rör sig i nätet. Simuleringen förväntas även fungera som ett verktyg för att utvärdera hur ett debiteringssystem för ett system med varierande gaskvalitet skulle kunna byggas upp. Utöver de mål som satts för simuleringen med avseende på rapportens ämne så är förhoppningen att simuleringsverktyget ska kunna användas av Lunds Energi för att kunna utvärdera hur nätet kommer att påverkas av inmatningen av biogas i Dalby. 6.1 Modelluppbyggnad I verkligheten är östra nätet i vissa delar förgrenat och i andra delar sammanfogat till ringnät, vilket är svårmodellerat utan avancerade simuleringsprogram. Modellen för simuleringen som används i denna rapport har byggts upp utifrån studier av det faktiska gasnätet, se figur 12 nedan, samt i samråd med Corfitz Nelsson, f.d. anställd på SGC. Södra Sandby Revinge Lund Dalby Figur 12. Lunds östra gasnät. Ljusblått symboliserar distributionsnät under 4 bars övertryck och rött symboliserar den del av distributionsnätet som överför gas från Lund till Dalby under 10 bars övertryck. Simuleringen är gjord efter en linjär modell med punktlaster. En förutsättning för en sådan modell är bland annat att gas endast kan nå en viss punkt från ett håll åt gången. I fallet med Dalby så innebär detta att alla värmekunder i Dalby skulle bli en punktlast, ett område som i verkligheten troligen skulle uppleva stora interna variationer. För att möjliggöra en finare uppdelning av modellen just i Dalby, undersöktes därför 61

62 möjligheten att göra en mindre sektionering av nätet i centrala Dalby. I samråd med Gert-Inge Glans på Kraftringen nät gjordes antagandet att en mindre sektionering troligtvis var möjlig, vilket ligger till grund för den använda modellen. Denna sektionering kan ses i figur 13 nedan. S/R V3 L V2 V1 A Figur 13. Gasnätet i Dalby med sektionering i heldraget rött och områdesindelning i streckat svart. Modellen är uppbyggd med punktlaster (L, S/R, V3, V2, V1, A) som i varje timme har en viss förbrukning. Förbrukningen är hämtad från Lunds Energis kundregister där årsförbrukningen för samtliga användare finns registrerad. Kunderna har manuellt sorterats in i respektive område utgående utifrån adress. Den matematiska och linjära modell som använts kan ses i figur 15 nedan. Biogasanläggningen (B) är placerad i närheten av asfaltsverket då detta är en potentiell lokalisering av anläggningen. Modellen bygger på att mängden biogas som matas in på nätet vid asfaltsverket förbrukas av punktlasterna i ordningen: Skanska asfaltsverk (A), värmekundsområde 1 (V1), värmekundsområde 2 (V2), värmekundsområde 3 (V3), Sandby/Revinger (S/R) och att överskottet matas till Lund (L). 62

63 Figur 14. Schematisk bild över modellens uppbyggnad. L = Lund, S/R = Sandby/Revinge, V1-V3 = Värmekundsområde 1-3 i Dalby, B = Biogasanläggning, A = Asfaltsverk Skanska, P1-P5 = Mätpunkt 1-5. Matematiskt beräknas biogasflödet enligt en effektbalans, i varje mätpunkt P1 till P5. Mätpunkterna i den här modellen är placerade mellan de olika punktlasterna och beräknas för varje timme på året. Effektbalansen tar hänsyn till den inmatade mängden biogas samt kundernas förbrukning från biogasanläggningen till mätpunkten enligt ekvationen: Där schablonkund innebär att de inte har timvis mätning och att modellen uppskattar deras förbrukning. Enligt modellen finns det därmed en skarp gräns där naturgasen från Lund möter biogasen och kunderna har antingen 100 % naturgas eller 100 % biogas. Undantaget är asfaltsverket som kan få en blandning mellan biogas och naturgas om verket momentant förbrukar mer gas än vad biogasanläggningen producerar Kundprofiler Det finns några kunder i det östra nätet som har timmätning, asfaltsverken samt några större panncentraler, och för dessa kunder kan deras faktiska förbrukning användas. Mätvärden för dessa kunder finns att tillgå från och med 2006 och fram till dagsläget. I modellen går det att välja vilket år simuleringen ska använda och resultaten skiljer sig därmed lite beroende på hur mycket dessa kunder har förbrukat ett visst år. Kunderna i nätet som inte är timmätta har bara avläsning en gång per år och deras förbrukning behöver därför fördelas över årets timmar med hjälp av en schablon. Den 63

64 Procent av årsförbrukning Procent av årsförbrukning schablon som Lunds Energi idag använder när de debiterar kunderna utgår från en typisk månadsförbrukning där till exempel 13 % av årsförbrukningen används i januari och lika så i februari och mars. Under sommarmånaderna används mellan 3 och 6 % av årsförbrukningen. I figur 15 nedan visas fördelningen av årsförbrukningen när månadsvärdena har interpolerats och fördelats ut över årets alla dagar. En riktigt kall dag i februari används ungefär 0,45 % av årsförbrukningen medan det en varm sommardag bara förbrukas 0,1 %. Schablon värmekund bostad 0.50% 0.40% 0.30% 0.20% 0.10% 0.00% Timmar Figur 15. Interpolerad schablon för värmekund bostad. Modellen tar även hänsyn till att alla kunder inte är vanliga värmekunder. Alla kunder som bedriver någon form av verksamhet har sorterats ut, där ibland kommunala byggnader och företag. Dessa kunder förutsätts utöver schablonuppdelningen för säsongsvariationer använda 6/7 av sin gas under veckodagarna och 1/7 under helgen, se resultatet i figur 16 nedan. Detta har gjorts likhet med en tidigare studie publicerad av SGC (Kristensson, Pettersson, & Johansson, 2007). Schablon värmekund verksamhet 0.600% 0.500% 0.400% 0.300% 0.200% 0.100% 0.000% Timmar Figur 16. Interpolerad schablon för värmekund verksamhet. Utöver en uppdelning efter dagar krävs även en uppdelning i timmar, och här skiljer sig ännu en gång vanliga värmekunder från värmekunder med verksamhet, se figur 17 nedan. En vanlig värmekund förväntas ha en morgontopp och en kvällstopp, med 64

65 Procent av årsförbrukning morgontoppen lite förskjutet på helgerna. En värmekund med verksamhet har stor belastning mellan 8 och 22 på vardagar och låg belastning på helgerna. 0.03% 0.03% 0.02% 0.02% 0.01% 0.01% 0.00% Timmar Figur 17. Procentuell fördelning av förbrukningen under en vecka. Den orangea linjen anger värmekund som bedriver verksamhet och den blå linjen en vanlig värmekund Alternativ inmatningspunkt Inmatningspunkten för biogasen är i simulationen satt till en punkt nära Skanskas asfaltsverk, då detta är en potentiell lokalisering. En alternativ inmatningspunkt för ett system med inmatning av biogas utan propantillsats har på förhand övervägts, och det är på 10-barsledningen mellan Lund och Dalby. En inmatningspunkt på 10-barsledningen skulle innebära att kvoten biogas som når kunder i Dalby eller Lund inte skulle variera lika mycket, och att den dessutom skulle kunna beräknas enklare. (Nelsson, 2011) En modell med denna alternativa inmatningspunkt som beskrivs i avsnittet kan ses i figur 18 nedan. 65

66 Figur 18. Alternativ modelluppbyggnad med biogasinmatningen på 10-barsledningen från Dalby. Den resulterande kvoten tillåts att variera mellan 0 och 100 %. Då modellen får en alternativ inmatningspunkt (B), behandlas hela östra nätet som en punktlast, vilket innebär att alla kunder antas få samma inblandningskvot. Detta modellupplägg är rimligt att ha eftersom biogasen matas in medströms och istället för motströms. Då biogas matas in motströms så ligger det en front d r biogas och naturgas möts, vilket alltså inte är fallet här Indata, utdata och analys Den indata som skickas till programmet, som är skrivet i MatLab och kan ses i bilaga C, är förbrukningsprofiler för de olika stora kunderna, årsförbrukningen för värmekunderna, förbrukningsprofiler i procent och ett antal valbara parametrar. Modellen förutsätter att biogasanläggningen producerar 60 GWh om året jämt fördelade över varje timme. Det innebär att biogasanläggningen matar ut ungefär 6850 kwh/h eller ungefär 700 Nm 3 /h. Det finns möjlighet att skicka in en varierande produktion till modellen, men detta har inte gjorts i denna rapport då variationerna uppskattas vara så små utan någon avgörande effekt. De parametrar som användaren får välja på är vilket år som ska simuleras, och då ange vilken veckodag som det året började med samt om det var ett skottår. Detta görs för att modellen ska kunna sätta ihop en korrekt förbrukningsprofil. Användaren kan även välja om Skanska ska ha uppdaterat sin anläggning med 9 MW, eller valfri effekt. Användargränssnittet för indatan till simuleringen kan ses i figur 19 nedan. 66

67 Figur 19. Användargränssnittet för indata till simuleringen Modellen använder sedan indatan för att producera en matris med utdata. Denna matris innehåller information om vilken timme på året det är, hur mycket biogas som når punkterna P1-P5, riktningen på flödet, den timvisa förbrukningen i de olika områdena och vilka blandningskvoter som uppstår i Sandby/Revinge området. Dessutom anger sista raden vilken blandningskvot det skulle vara i östra nätet om biogasen matades in direkt på 10-barsledningen, se figur 20 nedan. Figur 20. Användargränssnittet för utdata till simuleringen Programmet bearbetar sedan alla data och gör ett antal analyser. Bland annat beräknas antalet timmar med 100 % biogas i varje område, hur många timmar det är överskott i östra nätet, hur stort överskottet är samt hur stor lagringstank som skulle behövas för att jämna ut belastningen och ge 100 % biogas i hela östra nätet hela tiden. Användargränssnittet för analyserna till simuleringen kan ses i figur 21 nedan. Resultaten och slutsatser från dessa analyser presenteras i avsnittet 6.2 Resultat från modellen. 67

68 Figur 21. Användargränssnittet för analyserna till simuleringen Avvikelser mellan modellen och verkligheten Modellen avviker från verkligheten i flera avseenden. För det första tar modellen inte hänsyn till den fördröjning som uppstår i nätet på grund av den befintliga volymen i systemet. Modellen förutsätter också en knivskarp gräns där naturgas och biogas möts, vilket inte kommer att vara helt sant. Slutligen modelleras inte gasnätet i Lund, utan modellen tar helt enkelt en avgränsning vid MR-stationen i Dalby och förutsätter att all gas som matas ut är biogas medan all gas som matas in är naturgas. Med avseende på volymen gas i nätet så måste den gas som redan finns i nätet förbrukas innan ny gas kan matas in. Uppskattningsvis kan fördröjningar i Lunds Energis gasnät vara upp till ett dygn (Nelsson, 2011). Trögheten i systemet ger därför upphov till felaktigheter som beror på att den modellerade positionen för biogasfronten i nätet blir förskjuten tidsmässigt i förhållande till de olika punktlasternas förbrukning. Ett sätt att uppskatta trögheten i systemet är att beräkna den lagringskapacitet som finns i nätet, utifrån längden på de olika delsegment samt trycket i gasnätet. Vid medflödes inmatning, då biogas och naturgas matas in i systemet från samma håll, borde effekter av sådana fördröjningar i nätet kunna modelleras ganska bra. Vid motflödes inmatning, som är fallet då biogasen matas in vid asfaltsverket, kan det bli lite svårare att veta vart fronten är och hur stor den mixade zonen är i varje tidpunkt. Längst ut i långa förgreningar från huvudledningen, som t.ex. i fallet Sandby/Revinge, kan det vid låglastsituationer vara så att kunderna aldrig får uppleva de variationer som modellen implicerar. En sådan förgrening kommer vid låglastsituationer sommartid att helt fyllas med biogas, och det är möjligt att detta innebär att sådana delar av nätet har en större tröghet än andra delar. 68